Methodology for Setting the Settlement Price for Energy Delivered to the SEN by Micro and Mini Generators under POASENMetodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al SEN por micro y mini generadores POASEN

in the entirety of the text - Complete Text of Norm 18 Methodology for setting the settlement price for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN norm Complete Text of record: 10AB1B AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOSPÚBLICOS (REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES) (This norm was repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the access tariff to distribution networks for the producer-consumer") Resolution RJD-018-2015.- San José, at fifteen hours on February twelfth, two thousand fifteen.

Methodology for setting the settlement price for energy delivered to the National Electric System (Sen) by micro and mini generators adhering to the POASEN Norm. (OT-230-2014).

Whereas (Resultando):

I.- That on December 21, 2001, the Regulador General, through resolution RRG-2439-2001, issued the technical norm called "Quality in the Generation and Transmission Service of Electric Energy AR-NTGT" published in La Gaceta No. 5 of January 8, 2002 (OT-024-2000).

II.- That on September 18, 2013, the Regulador General, through memorandum 721-RG-2013, appointed "the members of the Ad Hoc Commission that will be in charge of the review, update, reconsideration, and/or modification of the "Norm for Quality in the Service of Generation and Transmission of Electric Energy" (ARNT-GT Norm).

III.- That on October 24, 2013, the Junta Directiva, through agreement 09-75-2013 of ordinary session 75-2013, ordered "to submit to the public hearing process the draft technical norm called "Planning, Operation, and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN)", contained in official communication 1882-IE-2013 (Folios 1 to 68 of OT-342-2013).

IV.- That on December 12, 2013, the Junta Directiva, through agreement 05-88-2013 of ordinary session 88-2013, ordered the proposed technical norm AR-NT-POASEN-2013 to be submitted again to the public hearing process (Folios 1 to 72 of OT-370-2013).

V.- That on March 31, 2014, the Junta Directiva, through agreement 01-19-2014, approved the technical norm called Planning, Operation, and Access to the National Electric System AR-NT-POASEN.

VI.- That on April 8, 2014, in La Gaceta No. 69, the technical norm called Planning, Operation, and Access to the National Electric System AR-NT-POASEN was published.

VII.- That on September 19, 2014, the Regulador General, in accordance with the provisions of the new Internal Regulations for the Organization and Functions of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Deconcentrated Body (RIOF), in particular articles 9, 16, 17, 19, and 21, appointed the members of the Autonomous Ad Hoc Commission that will be in charge of the methodological proposal to set the settlement price for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN program. This purchase and sale of energy is understood to be exclusively that which is delivered as surpluses after self-consumption.

VIII.- That on September 25, 2014, the Junta Directiva, through agreement 06-56-2014 of ordinary session 56-2014, agreed to "Submit to the public hearing process the Proposal 'Methodology for setting the settlement price for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN norm' (...)." (Folios 01 to 06 of OT-230-2014).

IX.- That on October 16, 2014, the call for the public hearing to hear the proposal of the "Methodology for setting settlement tariffs for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN program" was published in La Gaceta No. 199 (Folio 10 of OT-230-2014).

X.- That on October 20, 2014, the call for the public hearing to hear the proposal of the "Methodology for setting settlement tariffs for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN program" was published in the newspapers La Nación and La Prensa Libre (Folio 12 of OT-230-2014).

XI.- That on November 13, 2014, the public hearing was held in the auditorium of the ARESEP interconnected by the videoconference system with the Courts of Justice of the centers of: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón, and Puntarenas; additionally, said hearing was held in person in the parish hall of Bribrí, Limón, Talamanca, in which the following 7 positions were presented and admitted from: the Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), the Consejero de Usuario, Jorge Sanarrucia Aragón, the Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (Coopelesca R. L.), the Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L. (Coopealfaro Ruiz R. L.), the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), the Cooperativa de Electrificación Rural los Santos R.L. (Coopesantos R.L.), and the Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L. (Coopeguanacaste R.L.). (Folios 67 to 82 and 86 to 156 of OT-230-2014).

XII.- That on December 16, 2014, the Ad Hoc Commission sent the Secretaría de Junta Directiva the final report of the "Proposed Methodology for setting settlement tariffs for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN program." (Not contained in the record of OT-230-2014).

XIII.- That on January 15, 2015, the Dirección de Asesoría Jurídica y Regulatoria, through opinion 037-DGAJR-2015, recommended to the Junta Directiva: "1. Request from the ad hoc Commission the referral of the draft agreement and the resolution draft to be issued by the Junta Directiva. 2. Submit for knowledge and assessment by the Junta Directiva the proposed "Methodology for setting the settlement price for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN program," presented by the ad hoc Commission through official communication without a number dated December 16, 2014." (Not contained in the record of OT-230-2014).

Considering (Considerando):

I.- That regarding the oppositions and supporting statements presented at the public hearing, from the report of December 16, 2014, issued by the Ad Hoc Commission that serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

"(...)

6.1 Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), represented by Natalia Alvarado Sanabria, folios 104-111 of file OT-230-2014.

6.1.1 They agree with setting the settlement price for surplus energy delivered to the SEN based on the annual weighted average cost of energy and power purchases made by the distribution companies from generators and the annual weighted average cost of their own generation.

6.1.2 Given that the methodology establishes that in June of each year the tariff that will govern the following year will be set, it asks: When will the tariff that will govern for the surpluses of 2015 be established?

222226.1.1 Regarding the first item, their position is taken into account in the sense that they endorse the proposed methodology for calculating the price to be used to make the settlements for the energy supplied by small-scale generators, whether mini or micro generators, as surpluses of energy, that is, once their own consumption needs have been met.

6.1.2 To answer the question about when the applicable tariff will be established for the surplus energy delivered during the year 2015, it is first necessary to state that it is a prerequisite that the methodology be formally published. Once this methodology is approved and published, the corresponding procedure will begin for the application of the methodology to obtain the price to be applied for that year 2015.

6.2 Consejero de Usuario, Jorge Sanarrucia Aragón, folios 41-45 of file OT-230-2014.

| 6.2.1 The application of the methodology must be followed up to evaluate that the practice is consistent with reality, in terms of recognizing for users an economic benefit in relation to the initial investment and market prices. | | --- | | 6.2.2 ARESEP should follow up on the contracts so that it clarifies and incorporates new conditions regarding the rights and obligations of the users. | | 6.2.3 Evaluate the possibility of excluding the Variable Fuel Cost (Costo Variable de Combustibles, CVC) from the methodology. | | 6.2.4 ARESEP is requested to articulate and lead efforts with MINAE to make the process of issuing concessions or possible enabling titles a simple and agile access process for users, and that it be widely disseminated. | 6.2.1 In the proposal that was taken to a hearing, the support is very clear that because currently the systems to be developed to participate in the SEN as micro or mini generators that deliver their surplus energy production are in their embryonic phase, there is no structured information available that serves as a basis for calculating a price that responds to a cost structure specific to the activity; therefore, based on the concept of a reference price, it is proposed to determine the settlement price of the energy delivered by this means to the SEN based on: the annual weighted average cost per company of the purchases of energy and power made by each of the distribution companies - from generating companies, and the annual weighted average cost of their own generation.

Thus, with the proposal known in the hearing, the Autoridad Reguladora addresses the need to establish the minimum necessary conditions of the methodology to set a price that respects the principle of service at cost, which allows potential agents of the small-scale generation market to have clear, precise, and timely prices to make the corresponding settlements, which allows the takeoff of options for the development of an additional generation source (self-consumption, micro and mini generators); in addition to establishing the bases for setting a price that is neutral in its impact on the total average price of the electricity distribution service of each specific distribution company.

According to the real operating conditions of this market and the availability of information that replicates that behavior, if adjustments to the methodology are necessary, the necessary process will be undertaken to review and modify any aspect of the methodology, if applicable, according to the proposals of the different market agents that legally have the power to make change requests, in accordance with the provisions of Article 30 of Ley 7593.

6.2.2 In accordance with Article 130 of the technical norm for Planning, Operation, and Access to the National Electric System, ARESEP is responsible for approving the "formats and prototypes of the connection contracts, and the observations it makes will be of a binding nature." Likewise, numeral 133 provides that the Autoridad Reguladora must approve the procedure for the commissioning of a micro or mini generator within a period of six months counted from the publication of said norm. In addition to the above, it should be noted that Article 133 establishes within the minimum contractual clauses: "b. Contractual purpose and scope, including the obligations imposed on the parties. j. Any other important aspect regulating the duties and rights of the parties." From the cited articles, the approval authority of ARESEP emerges regarding the procedure and the connection contract, and also the obligations of the subscribers or users and the distribution company.

6.2.3 In this proposal, it was very clearly indicated that its support is based on the payment of a total average price of what it costs each separate distribution company to acquire one KWH, and within that concept is the cost added by the country's need to generate with fuels; therefore, based on this total cost concept, it is not possible to eliminate the CVC from the calculation.

It is the value that one KWH has, regardless of the source with which it is produced, since there is no certainty at what moment it will replace energy.

6.2.4 In the private small-scale generator program for self-consumption and sale of surpluses, according to what is established in the ARNT-POASEN norm and the requirements established in Ley Nº 7593, to sell or exchange electric energy, it is necessary to have a permit or concession issued by MINAE. From this perspective, ARESEP has been coordinating with MINAE the necessary elements to promote the simplification of the authorization process.

6.3 Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L., folios 93-103 of file OT-230-2014.

6.3.1 The methodological proposal is ignoring that distributed generation is carried out by users of the distribution service, which causes the inclusion in the tariff calculation of parameters that are not applicable.

6.3.2 ARESEP must safeguard the principle that distributed generation never implies a higher energy cost for the distributors than the costs they incur to purchase from ICE or other distributors or generators.

6.3.3 Expressly state that the costs for purchases of surplus energy made by the distribution companies from mini and micro generators will be recognized in the distribution service tariffs of these companies.

6.3.4 Using the average price is erroneous from the perspective of economic regulation because the generators must guarantee the long-term sustainability of the service (depreciation and return on the rate base) and the mini or micro generators do not.

6.3.5 With ARESEP's proposal, an average price is obtained, which would not comply with what is established in Article 159 of the POASEN norm.

6.3.6 It should be established that the tariff for surplus energy from micro and mini generators be set by each distribution company, on a quarterly basis, and based on the lowest alternative energy purchase price that each company has, less a percentage equivalent to the depreciation costs and the return on the rate base of the generation system of each distribution company.

6.3.1 There is awareness, and it is thus taken into account in the basis of the proposal, that the agents carrying out electric energy production are the users of the distribution service and that it is these who, once their own electric energy consumption needs have been met, will deliver to the SEN the surplus generation they can obtain from their new undertaking; however, given the existing conditions in that new energy market, it is clarified: "Because currently the systems to be developed to participate in the SEN as micro or mini generators that deliver their surplus energy production are in their embryonic phase, there is no structured information available that serves as a basis for calculating a price that responds to a cost structure specific to the activity; therefore, based on the concept of a reference price, it is proposed to determine the settlement price of the energy delivered by this means to the SEN based on: the annual weighted average cost of the purchases of energy and power made by the distribution companies - from generating companies, and the annual weighted average cost of their own generation." The parameters proposed in the methodology for calculating the settlement price are clear and precise; they correspond to what is necessary to calculate a weighted average price of the energy acquisition of each of the distribution companies.

6.3.2 By definition, the proposed methodology establishes that the price to be used as a reference to settle the energy delivered by small-scale generators is the average purchase price of each distribution company from the generators, weighted with the average price of its own generation, if it exists. This being the case, there is no option for the annual average price that will be paid to a small-scale generator for self-consumption to be lower or higher than the average cost of the reference period (one year). Since the settlement is annual and the price calculated is a real annual average, it is not possible to have a higher annual price, since real information is used; moreover, the cost of own generation must be less than or equal to purchases from ICE.

6.3.3 In the calculation of the prices or tariffs that ARESEP fixes, there is no tacit and absolute determination that a specific rejected, except those that Ley Nº 7593 explicitly establishes as non- recognizable in the tariff calculation. In the particular case of energy purchases by distribution companies from generators, as long as they have the respective supporting elements for the consigned quantities and the prices are those previously fixed by ARESEP, they will not have any difficulty being recognized in the tariff calculation of the prices for the distribution price phase.

6.3.4 Distributed generators cannot and must not assume the commitment to guarantee the long-term sustainability of the provision of the electric service; in addition to the fact that they have not yet formally initiated their production activities, when they do so, it will be a marginal contribution with respect to the total SEN. They will not have the capacity to guarantee firm energy, and a limit was established for the energy they can deliver based on their own consumption. Thus, it makes no technical, economic, nor reasonable sense to intend that these actors can guarantee the sustainability of the system.

In this proposal, it was very clearly indicated that its support is based on the payment of a total average price of what it costs each separate distribution company to acquire one KWH, and within that concept is the total cost added by the country's need to generate.

When the calculation of a regulated price is made based on the financial accounting figures of the company that carries out the activity, a detailed recognition and study of the company's own figures is made, including whatever is deemed appropriate and reasonable from the reported development will be present, with the already known limitations of whether they refer to assets specific to the provision of that particular service and whether those assets are useful and usable in the provision of the service. But in this case of small-scale generation, in this proposed methodology for setting the settlement prices for surplus energy delivered to the SEN, a reference price is used, which is the average purchase price of energy of the distribution company from the generator, weighted with the average price of its own generation, if any. Thus, there is no way to consider components of a price calculation system based on the company's own costs of the producer with another system that calculates the price as a total reference price of the industry, or of another company, or of the user.

6.3.5 Article Nº 159 of the POASEN norm literally states: "For the contractual modality 'Net Metering' (Medición Neta Completa), in the billing for the month of December, the electric company must economically compensate the generator for any potential accumulated surplus energy to date by applying the energy price corresponding to the tariff structure in effect at the time they were produced." In such a way that with the proposal of an average price and a single price, a price with a tariff structure in terms of a single monomial price, what is established in this article is not breached in any way. There is no prohibition against establishing a single price, nor any deauthorization of using the concept of average price.

6.3.6 The alternative proposal for a way to calculate the settlement price of the energy delivered as surpluses by small-scale generators for self-consumption is appreciated, but the criteria of setting it on a quarterly basis and based on the lowest alternative energy purchase price that each company has, and the elimination of the percentage equivalent to the depreciation costs and the return on the rate base of the generation system of each distribution company, are not congruent with the current specific conditions of small-scale generation, at least for the first years in which they will operate in Costa Rica. The setting of a particular price for each of the distribution companies is fully included in the proposal that ARESEP submitted for a hearing.

6.4 Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L., folios 46-50 of file OT-230-2014.

| 6.4.1 Expressly state that the costs for purchases of surplus energy made by the distribution companies from mini and micro generators will be recognized in the distribution service tariffs of these companies. | | --- | | 6.4.2 Implicitly, the cost of depreciation and the return for development are being recognized, which in practice means a higher profitability than that received by the distributors. | | 6.4.3 It is not specified which is the defined tariff structure; in the event that it is a flat rate, the subsidies that would be created must be justified. | 6.4.1 In the calculation of the prices or tariffs that ARESEP fixes, there is no tacit and absolute determination that a specific expense or cost made by the regulated companies will be recognized or rejected, except those that Ley Nº 7593 explicitly establishes as non-recognizable in the tariff calculation. In the particular case of energy purchases by distribution companies from generators, as long as they have the respective supporting elements for the consigned quantities and the prices are those previously fixed by ARESEP, they will not have any difficulty being recognized in the tariff calculation of the prices for the distribution price phase.

6.4.2 When the calculation of a regulated price is made based on the financial accounting figures of the company that carries out the activity, a detailed recognition and study of the company's own figures is made, including whatever is deemed appropriate and reasonable from the reported development will be present, with the already known limitations of whether they refer to assets specific to the provision of that particular service and whether those assets are useful and usable in the provision of the service. But in this case of small-scale generation, in this proposed methodology for setting the settlement prices for surplus energy delivered to the SEN, a reference price is used, which is the average purchase price of energy of the distribution company from the generator, weighted with the average price of its own generation, if any. Thus, there is no way to consider components of a price calculation system based on the company's own costs of the producer with another system that calculates the price as a total reference price of the industry, or of another company, or of the user.

6.4.3 The proposed tariff structure is one that consists of a monomial price, a single average price for each of the distribution companies. There are no explicit subsidies created or included; it is merely a given reference price. The average reference price, whether calculated as an average purchase price of the distribution company from the generator and the average costs of the distributor's own generation, if any, or an "efficient" average price of all small-scale distributed generators, is a reference price for a particular distributed generator. If there were total average costs of the small-scale generator with respect to those fixed average prices, they should be considered as efficiencies or deficiencies of the small-scale generator's cost structure with respect to the fixed "market price," and not as a subsidy created by the price setting.

6.5 Instituto Costarricense de Electricidad, folios 20-27 of file OT-230-2014.

| 6.5.1 Consider only the items of energy cost and variable fuel cost in the calculation of the settlement price for surpluses, and exclude the cost of power. | | --- | | 6.5.2 Expand and clarify the concepts of direct and indirect expenses, in order to be able to correctly include the items that must be considered in the calculation of the settlement price. | | 6.5.3 Include a purchase reserve clause for surpluses, stating that the distribution company is not obligated to buy energy from small generators. | 6.5.1 The price that would be calculated based on the proposed methodology is a total average price associated with the energy received by each distribution company, in terms of a monomial price that includes energy and power, fixed and variable costs, and the fuel costs associated with the production of that energy and power received. To a large extent, this price is congruent with the monomial price that distribution companies charge their customers who do not have measurement of delivered power. For example, it is not possible to say that residential customers, who pay a monomial tariff, do not pay a proportion for the power demand that individually or jointly they demand from the system. In such a way that, in accordance with what is proposed, the exclusion of the power cost is not to be proceeded with in the calculation of the price required to settle the delivery of surplus energy that small-scale generators will supply.

Some sources cannot guarantee firm power; however, the fundamental basis for calculating the price of energy delivered by distributed generators is not based on the specific conditions of that generation, but rather on promoting the start of operations of this new modality of generation and delivery of energy to the SEN. This is intended to be achieved by paying, in principle, a total average price that arises from weighting the total cost of energy and power purchases, plus CVC, that each distribution company makes and the total average cost of its own generation, if it exists. That total average price, in its character of representing the total average cost of one KWH received by the distribution company, must be a monomial price and does not allow the elimination of concepts such as power, CVC, depreciation, profitability, etc.

6.5.2 In the current proposal, it is clarified that it refers to the own generation costs of the distribution companies, in a manner that indicates that direct and indirect costs must be included. This refers to the fact that the "total costs" of their own generation must be included and not only those identified directly, as could be the division, department, or unit of generation. By taking into account the total average cost of generation, this value becomes comparable and is weighted with the total average cost or price of energy purchased from the generating company or companies, and thereby having comparable and weightable figures.

6.5.3 The inclusion of that reserve clause in the purchase of surplus electric energy is a matter of contracts and not of the methodology for setting the prices that will be applied in due time.

6.6 Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos, R.L., folios 67-72 of file OT-230-2014.

6.6.1 The methodological proposal is ignoring that distributed generation is carried out by users of the distribution service, which causes the inclusion in the tariff calculation of parameters that are not applicable.

6.6.2 ARESEP must safeguard the principle that distributed generation never implies a higher energy cost for the distributors than the costs they incur to purchase from ICE or other distributors or generators.

6.6.3 Expressly state that the costs for purchases of surplus energy made by the distribution companies from mini and micro generators will be recognized in the distribution service tariffs of these companies.

6.6.4 Using the average price is erroneous from the perspective of economic regulation because the generators must guarantee the long-term sustainability of the service (depreciation and return on the rate base) and the mini or micro generators do not.

6.6.5 With ARESEP's proposal, an average price is obtained, which would not comply with what is established in Article 159 of the POASEN norm.

6.6.6 It should be established that the tariff for surplus energy from micro and mini generators be set by each distribution company, on a quarterly basis, and with based on the lowest alternative energy purchase price that each company has, less a percentage equivalent to the depreciation costs and the return on the rate base of the generation system of each distribution company.

6.6.1 There is awareness, and it is thus taken into account in the basis of the proposal, that the agents undertaking electricity production are the users of the distribution service, and that it is they who, once their own electricity consumption needs are met, will deliver to the SEN the generation surplus they may obtain from their new venture; however, given the existing conditions in that new energy market, it is clarified: "Because the systems to be developed for participating in the SEN as micro or mini generators that deliver their surplus energy production are currently in their embryonic phase, there is no structured information available to serve as a basis for calculating a price that reflects a cost structure specific to the activity; therefore, based on the concept of a reference price, it is proposed that the settlement price (precio de liquidación) for the energy delivered by this means to the SEN be set based on: the annual weighted average cost of the energy and power purchases made by distribution companies from generating companies, and the annual weighted average cost of their own generation." The parameters proposed in the settlement price calculation methodology are clear and precise, corresponding to those necessary to calculate a weighted average price of energy acquisition for each of the distribution companies.

6.6.2 By definition, the proposed methodology establishes that the price to be used as a reference for settling the energy delivered by small-scale generators is the average purchase price of each distribution company from generating companies, weighted with the average price of its own generation, if any. This being so, there is no possibility that the annual average price to be paid to a small-scale generator for self-consumption will be lower or higher than the average cost of the reference period (one year). Since the settlement is annual and the calculated price is a real annual average, it is not possible to have a higher annual price, because real information is used; furthermore, the cost of own generation must be less than or equal to purchases from ICE.

6.6.3 In the calculation of the prices or rates set by ARESEP, there is no tacit and absolute determination that a particular expense or cost incurred by the regulated companies will be recognized or rejected, except those that Ley Nº 7593 explicitly establishes as non-recognizable in the rate calculation. In the particular case of energy purchases by distribution companies from generating companies, as long as they have the respective supporting elements for the consigned quantities and the prices are those previously set by ARESEP, they will have no difficulty being recognized in the rate calculation of the prices for the distribution price phase.

6.6.4 Distributed generators (generadores distribuidos) cannot and should not assume the commitment to guarantee the long-term sustainability of the electricity service provision; in addition to the fact that they have not yet formally started their production activities, when they do so it will be a marginal contribution relative to the total SEN, they will not have the capacity to guarantee firm energy (energía firme) and a cap was set on the energy they can deliver based on their own consumption; thus, it makes no technical, economic, or reasonable sense to expect these actors to be able to guarantee the system's sustainability.

This proposal indicated very clearly that its support is based on the payment of a total average price of what it costs each distribution company, separately, to acquire one KWH, and within that concept is the total cost added by the country's need to generate.

When the calculation of a regulated price is made based on the financial accounting figures of the company carrying out the activity, a detailed recognition and study of the company's own figures is carried out, including what is considered timely and reasonable from the reported expenses; of course, matters concerning depreciation (depreciación) and return for development (rédito para el desarrollo) will be present, with the already known limitations of whether they refer to assets specific to the provision of that particular service and whether those assets are useful and usable in the provision of the service. But in this case of small-scale generation (generación a pequeña escala), in this proposed methodology for setting the settlement prices for surplus energy delivered to the SEN, a reference price is used, which is the average purchase price of energy by the distribution company from the generating company, weighted with the average price of its own generation, if any; that being the case, there is no way to consider components of a price calculation system based on the own costs of a company that produces, with another system that calculates the price as a total reference price of the industry or of another company.

6.6.5 Article Nº 159 of the POASEN standard textually states: "For the contractual modality 'Full Net Metering' (Medición Neta Completa), in the December billing, the electric company must economically compensate the generator for any surplus energy accumulated to date, applying the corresponding energy price based on the rate structure in effect at the time they were produced." In such a way that, with the proposal of an average price and a single price, a price with a rate structure in terms of a single monomial price, there is no breach whatsoever of what is established in this article. There is no prohibition on establishing a single price, nor any disallowance of using the concept of an average price.

6.6.6 The alternative proposal for a method of calculating the settlement price for energy delivered as surplus by small-scale generators is appreciated, but the criteria of quarterly setting based on the lowest alternative energy purchase price that each company has, and the elimination of the percentage equivalent to depreciation costs and the return on the rate base of the generation system of each distribution company, are not consistent with the philosophy and specific conditions of small-scale generation, at least for the first years in which they will operate in Costa Rica. The setting of a particular price for each of the distribution companies is fully included in the proposal that ARESEP submitted for hearing.

6.7 Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L., folios 73-79 of file OT-230-2014.

6.7.1 The methodological proposal is overlooking that distributed generation is carried out by users of the distribution service, which causes parameters that do not correspond to be included in the rate calculation.

6.7.2 Aresep must safeguard the principle that distributed generation never implies a higher energy cost for the distribution companies than the costs at which they must purchase from ICE or from other distributors or generators.

6.7.3 Expressly indicate that the costs for purchases of surplus energy made by distribution companies from mini and micro generators will be recognized in the distribution service rates of these companies.

6.7.4 Using the average price is erroneous from the perspective of economic regulation because generators must guarantee the long-term sustainability of the service (depreciation and return on the rate base) and mini or micro generators do not.

6.7.5 It must be indicated that it is the weighted average price of each distribution company.

6.7.6 With Aresep's proposal, an average price is obtained, which would not comply with what is established in article 159 of the POASEN standard.

6.7.7 Solar and wind generation does not contribute capacity (potencia), while the calculation formula incorporates this element.

6.7.8 Establish that the rate for surplus energy from micro and mini generators be set for each distribution company, on a quarterly basis, and based on the lowest alternative energy purchase price that each company has, minus a percentage equivalent to the depreciation costs and the return on the rate base of the generation system of each distribution company.

6.7.1 There is awareness, and it is thus taken into account in the basis of the proposal, that the agents undertaking electricity production are the users of the distribution service, and that it is they who, once their own electricity consumption needs are met, will deliver to the SEN the generation surplus they may obtain from their new venture; however, given the existing conditions in that new energy market, it is clarified: "Because the systems to be developed for participating in the SEN as micro or mini generators that deliver their surplus energy production are currently in their embryonic phase, there is no structured information available to serve as a basis for calculating a price that reflects a cost structure specific to the activity; therefore, based on the concept of a reference price, it is proposed that the settlement price for the energy delivered by this means to the SEN be set based on: the annual weighted average cost of the energy and power purchases made by distribution companies from generating companies, and the annual weighted average cost of their own generation." The parameters proposed in the settlement price calculation methodology are clear and precise, corresponding to those necessary to calculate a weighted average price of energy acquisition for each of the distribution companies.

6.7.2 By definition, the proposed methodology establishes that the price to be used as a reference for settling the energy delivered by small-scale generators is the average purchase price of each distribution company from generating companies, weighted with the average price of its own generation, if any. This being so, there is no possibility that the annual average price to be paid to a small-scale generator for self-consumption will be lower or higher than the average cost of the reference period (one year). Since the settlement is annual and the calculated price is a real annual average, it is not possible to have a higher annual price, because real information is used; furthermore, the cost of own generation must be less than or equal to purchases from ICE.

6.7.3 In the calculation of the prices or rates set by ARESEP, there is no tacit and absolute determination that a particular expense or cost incurred by the regulated companies will be recognized or rejected, except those that Ley Nº 7593 explicitly establishes as non-recognizable in the rate calculation. In the particular case of energy purchases by distribution companies from generating companies, as long as they have the respective supporting elements for the consigned quantities and the prices are those previously set by ARESEP, they will have no difficulty being recognized in the rate calculation of the prices for the distribution price phase.

6.7.4 Distributed generators cannot and should not assume the commitment to guarantee the long-term sustainability of the electricity service provision; in addition to the fact that they have not yet formally started their production activities, when they do so it will be a marginal contribution relative to the total SEN, they will not have the capacity to guarantee firm energy and a cap was set on the energy they can deliver based on their own consumption; thus, it makes no technical, economic, or reasonable sense to expect these actors to be able to guarantee the system's sustainability.

This proposal indicated very clearly that its support is based on the payment of a total average price of what it costs each distribution company, separately, to acquire one KWH, and within that concept is the total cost added by the country's need to generate.

When the calculation of a regulated price is made based on the financial accounting figures of the company carrying out the activity, a detailed recognition and study of the company's own figures is carried out, including what is considered timely and reasonable from the reported expenses; of course, matters concerning depreciation and return for development will be present, with the already known limitations of whether they refer to assets specific to the provision of that particular service and whether those assets are useful and usable in the provision of the service. But in this case of small-scale generation, in this proposed methodology for setting the settlement prices for surplus energy delivered to the SEN, a reference price is used, which is the average purchase price of energy by the distribution company from the generating company, weighted with the average price of its own generation, if any; that being the case, there is no way to consider components of a price calculation system based on the own costs of a company that produces, with another system that calculates the price as a total reference price of the industry or of another company.

6.7.5 In the proposal presented for hearing, the basis is indeed to calculate a total average KWH price per company; however, for the purpose of greater clarity in the definitions of the formula variables being proposed for approval, it is made visible and evident, in a totally explicit way, that the calculation will be carried out using variables from each of the different distribution companies.

6.7.6 Article Nº 159 of the POASEN standard textually states: "For the contractual modality 'Full Net Metering', in the December billing, the electric company must economically compensate the generator for any surplus energy accumulated to date, applying the corresponding energy price based on the rate structure in effect at the time they were produced." In such a way that, with the proposal of an average price and a single price, a price with a rate structure in terms of a single monomial price, there is no breach whatsoever of what is established in this article. There is no prohibition on establishing a single price, nor any disallowance of using the concept of an average price.

6.7.7 Evidently, the energy generated from wind or solar sources cannot guarantee firm power (potencia firme); however, in this small-scale generation modality, other sources could enter to offer energy. Furthermore, in this proposal, the fundamental basis for calculating the price of the energy delivered by distributed generators is not based on the specific conditions of that generation, but rather on fostering the start of operations of this new modality of generation and delivery of energy to the SEN. This is intended to be achieved by initially paying a total average price that arises from weighting the total cost of energy and power purchases, plus CVC, made by each distribution company, and the total average cost of its own generation, if it exists. That total average price, in its character of representing the total average cost of one KWH received by the distribution company, must be a monomial price and does not allow the elimination of concepts such as capacity, CVC, depreciation, profitability, etc.

6.7.8 The alternative proposal for a method of calculating the settlement price for energy delivered as surplus by small-scale generators is appreciated, but the criteria of quarterly setting based on the lowest alternative energy purchase price that each company has, and the elimination of the percentage equivalent to depreciation costs and the return on the rate base of the generation system of each distribution company, are not consistent with the philosophy and specific conditions of small-scale generation, at least for the first years in which they will operate in Costa Rica. The setting of a particular price for each of the distribution companies is fully included in the proposal that ARESEP submitted for hearing.

(.)" II.-That in accordance with the preceding results and considerandos and based on the merits of the proceedings, it is appropriate to: 1- Approve the "Methodology for setting the settlement price (precio de liquidación) for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN standard", 2- Provide as a response to the opponents who participated in the public hearing held on November 13, 2014, what is stated in Considerando I of this resolution and thank them for their valuable participation in this process, and 3- Instruct the Board of Directors Secretariat to proceed with the respective publication of this methodology in the Official Gazette La Gaceta.

III.-That in session 4-2015 of February 5, 2015, and ratified on February 12, 2015, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on the proposal of the Ad Hoc Commission of December 16, 2014, as well as official communication 037-DGAJR-2015 of January 15, 2015, agreed, among other things:

Based on the powers conferred in Ley N° 7593 and its amendments, in the Ley General de la Administración Pública N° 6227, in Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, which is the Reglamento to Ley N° 7593, and in the Reglamento Interno de Organización y Funciones of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Deconcentrated Body.

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, RESOLVES:

I.-To approve the "Methodology for setting the settlement price for energy delivered to the National Electric System (SEN) by micro and mini generators adhering to the POASEN standard", presented as per the unnumbered official communication issued by the Ad Hoc Commission on December 16, 2014, as detailed below:

" (.)

3. Legal framework The approval of this methodology finds legal support in the regulations cited below:

a. Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establishes in its article 5 that ". In the public services defined in this article, the Autoridad Reguladora shall fix prices and rates." The cited public services include, in subsection a) of the same article, the "Supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization." b. The Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, under the terms established in article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Reglamento Interno de Organización y Funciones of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its deconcentrated body, is empowered to issue and modify the regulatory methodologies to be applied in the various markets. Said regulation was published in Alcance 13 to La Gaceta Nº 69, of April 8, 2009, and its amendments.

Pursuant to the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Autoridad Reguladora is the competent body to issue and modify the rate methodologies for regulated public services, including electricity generation, for which it must follow the public hearing procedure. The cited legal framework provides the basis that empowers ARESEP to establish and/or modify regulatory methodologies.

4. Methodology:

Taking into consideration the background and justifications expressed previously, as well as the results of the public hearing, it is proposed to approve the following:

The price applicable for each of the distribution companies in the economic compensation for surplus production that small-scale generators may deliver, under the contractual regime "Full net metering, with annual settlement" (Medición neta completa, con liquidación anual), shall be the following:

Where:

Pn = Price in colones per kWh for each of the distribution companies, to be used to settle the annual surplus for year "n".

CCEPin = "Cost in colones of energy and power purchases" by each distribution company from other generating companies, applicable for year "n", the year being settled, which includes the figures for the months of December of year "n-3", plus January to November of year "n-2". Only the items of energy and power are included, plus the variable cost of fuel (costo variable del combustible, CVC).

𝐶𝐺𝑃in = Cost in colones, according to the accounting records of each distribution company and validated by ARESEP, of the direct and indirect costs for own generation (total cost of own generation), applicable for year "n", the year being settled, which includes the figures for the months of December of year "n-3", plus January to November of year "n-2". It is a transfer price from generation to distribution, within the same distribution company.

kWh ice = Physical quantities of kWh reported by each of the distribution companies as energy purchases on the invoices from the generator to the distributor, corresponding to year "n", the year being settled, which includes the figures for the months of December of year "n-3", plus January to November of year "n-2".

kWh iGP = Physical quantities of kWh reported by each of the distribution companies as own generation by the distributor, corresponding to year "n", the year being settled, which includes the figures for the months of December of year "n-3", plus January to November of year "n-2".

5. Other application considerations.

In order for the settlement that the distribution company must make in the month of December of year "n" to have a price previously set by Aresep, and taking into account the lags in information availability—especially own generation costs, which require at least two to three months to become available, to which must be added the time for Aresep to make the calculations, call for a hearing, the month that the parties must have to learn about the proposal and present their positions at the hearing, and the publication in La Gaceta of the set rate—the following timelines are required to have that rate or price published in the official gazette prior to the start of the energy delivery period.

Because the systems to be developed for participating in the SEN as micro or mini generators that deliver their surplus energy production are currently in their embryonic phase, there is no structured information available to serve as a basis for calculating a price that reflects a cost structure specific to the activity; therefore, based on the concept of a reference price, it is proposed that the settlement price for the energy delivered by this means to the SEN be set based on: the annual weighted average cost of the energy and power purchases made by distribution companies from generating companies, and the annual weighted average cost of their own generation.

Both the prices for the sale of energy and power from generating companies to distribution companies, as well as the weighted average costs of own generation, are regulated, fixed, or calculated by ARESEP prior to their use in this calculation; therefore, the weighted average price determined in this calculation implicitly responds to the concept of the principle of cost-of-service (principio del servicio al costo) and is neutral regarding its direct effect on the prices that distribution companies will charge their users. In the event that a distribution company does not yet have a separation of generation and distribution activities, it is clarified that according to the proposed calculation formula, the calculation of the total weighted price for that distribution company will have an own generation cost of zero.

Considered that the possible injection of this energy is marginal in nature, when valued at a weighted average price of the purchasing distribution company itself, the effect of inserting that energy on the distribution company's cost structure would not cause changes in the total average cost.

In this way, the Autoridad Reguladora addresses the need to set a price that respects the principle of cost-of-service, that allows potential agents in the small-scale generation for self-consumption market to clearly, precisely, and timely have the prices to make the corresponding settlements, that enables the takeoff of options for the development of an additional generation source (self-consumption, micro and mini generators); in addition to establishing the bases for setting a price that is neutral in its impact on the total average price of the electricity distribution service for each specific distribution company.

(.)" II.-To provide as a response to the opponents who participated in the public hearing held on November 13, 2014, what is stated in Considerando I of the resolution agreed upon herein, and to thank the valuable participation of all in this process.

III.-To instruct the Board of Directors Secretariat to proceed with the respective publication of this methodology in the Official Gazette La Gaceta. In compliance with what article 245 of the Ley General de la Administración Pública mandates, against this resolution, the ordinary remedy of replacement or reconsideration (recurso ordinario de reposición o reconsideración) is available, which must be filed within a period of three days counted from the day following notification, and the extraordinary remedy of review (recurso extraordinario de revisión), which must be filed within the periods indicated in article 354 of the cited law. Both remedies must be filed before the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, which is responsible for resolving them.

It is effective as of its publication in the Official Gazette La Gaceta.

Por tanto:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 18 Metodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos a la norma POASEN Texto Completo acta: 10AB1B AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOSPÚBLICOS (Esta norma fue derogada por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor") Resolución RJD-018-2015.-San José, a las quince horas del doce de febrero de dos mil quince.

Metodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (Sen), por parte de los micro y mini generadores adscritos a la Norma Poasen. (OT-230-2014).

I.-Que el 21 de diciembre de 2001, el Regulador General, mediante la resolución RRG-2439-2001, dictó la norma técnica denominada "Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica AR-NTGT" publicada en La Gaceta N° 5 del 8 de enero de 2002 (OT-024-2000).

II.-Que el 18 de setiembre de 2013, el Regulador General, mediante el memorando 721-RG-2013, designó a "los miembros integrantes de la Comisión Ad Hoc que tendrá a su cargo la revisión, actualización, replanteamiento y/o modificación de la "Norma de Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica" (Norma ARNT-GT).

III.-Que el 24 de octubre de 2013, la Junta Directiva, mediante el acuerdo 09-75-2013 de la sesión ordinaria 75-2013, ordenó "Someter al trámite de audiencia pública el proyecto de norma técnica denominada "Planeación, Operación y Acceso al sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)", contenida en el oficio 1882-IE-2013 (Folios del 1 al 68 del OT-342-2013).

IV.-Que el 12 de diciembre de 2013, la Junta Directiva, mediante el acuerdo 05-88-2013 de la sesión ordinaria 88-2013, ordenó someter nuevamente al trámite de audiencia pública la propuesta de norma técnica AR-NT-POASEN-2013 (Folios del 1 al 72 del OT-370-2013).

V.-Que el 31 de marzo de 2014, la Junta Directiva, mediante el acuerdo 01-19-2014 aprobó la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN.

VI.-Que el 8 de abril de 2014, en La Gaceta Nº 69 se publicó la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN.

VII.-Que el 19 de setiembre de 2014, el Regulador General, de conformidad con lo que se dispone en el nuevo Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado. -RIOF-, en particular los artículos 9, 16, 17, 19 y 21, designó a los miembros integrantes de la Comisión Autónoma Ad Hoc que tendrá a su cargo la propuesta metodológica para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos al programa POASEN. Esta compra venta de energía se entiende que es exclusivamente la que se entregue en calidad de excedentes posteriores al autoconsumo.

VIII.-Que el 25 de setiembre de 2014, la Junta Directiva, mediante acuerdo 06-56-2014 de la sesión ordinaria 56-2014, acordó "Someter al trámite de audiencia pública la Propuesta "Metodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos a la norma POASEN"(.)." (Folios 01 al 06 del OT-230-2014).

IX.-Que el 16 de octubre de 2014, se publicó en La Gaceta N° 199 la convocatoria a la audiencia pública para conocer la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) por parte de los micro y mini generadores adscritos al programa POASEN" (Folio 10 del OT-230-2014).

X.-Que el 20 de octubre de 2014, se publicó en los diarios La Nación y la Prensa Libre la convocatoria a la audiencia pública para conocer la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) por parte de los micro y mini generadores adscritos al programa POASEN" (Folio 12 del OT-230-2014).

XI.-Que el 13 de noviembre de 2014, se llevó a cabo la audiencia pública en el auditorio de la Aresep interconectados por el sistema de videoconferencia con los Tribunales de Justicia de los centros de: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón y Puntarenas, además dicha audiencia se desarrolló en forma presencial en el salón parroquial de Bribrí, Limón, Talamanca en la cual se presentaron y admitieron las siguientes 7 posiciones de: la Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), el Consejero de Usuario, Jorge Sanarrucia Aragón, la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (Coopelesca R. L.), la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L. (Coopealfaro Ruiz R. L.), del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la Cooperativa de Electrificación Rural los Santos R.L. (Coopesantos R.L.) y la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L. (Coopeguanacaste R.L.). (Folios del 67 al 82 y del 86 al 156 del OT-230-2014).

XII.-Que el 16 diciembre de 2014, la Comisión Ad Hoc, remitió a la Secretaría de Junta Directiva el informe final de la "Propuesta de Metodología de fijación de tarifas de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) por parte de los micro y mini generadores adscritos al programa POASEN". (No consta en los autos del OT-230-2014).

XIII.-Que 15 de enero de 2015, la Dirección de Asesoría Jurídica y Regulatoria, mediante el criterio 037-DGAJR-2015 le recomendó a la Junta Directiva: "1. Solicitar a la Comisión ad hoc, remitir el borrador de acuerdo y la propuesta de resolución que deberá dictarse por parte de la Junta Directiva.2. Someter a conocimiento y valoración de la Junta Directiva la propuesta de "Metodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos al programa POASEN" presentada por la Comisión ad hoc mediante el oficio sin número del 16 de diciembre de 2014". (No consta en los autos del OT-230-2014).

I.-Que en cuanto a las oposiciones y coadyuvancias presentadas en la audiencia pública, del informe del 16 de diciembre de 2014 emitido por la Comisión Ad Hoc que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

"(...)

6.1 Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), representado por Natalia Alvarado Sanabria, folios 104-111 del 6.1.1 Están de acuerdo con la fijación del precio de liquidación de los excedentes de energía entregada al SEN con base en el costo ponderado anual de compras de energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras a generadores y el costo promedio ponderado anual de su generación propia.

6.1.2 En vista de que la metodología establece que en junio de cada año se establecerá la tarifa que regirá en el año siguiente, pregunta. ¿Cuándo se establecerá la tarifa que regirá para los excedentes del 2015?

222226.1.1 Con respecto al primer ítem, se toma en cuenta su posición en el sentido de que avala la propuesta de metodología para el cálculo del precio a utilizar para hacer las liquidaciones de la energía que suministren los generadores a pequeña escala, ya sean mini o micro generadores, en carácter de excedentes de energía, esto es una vez cubiertas sus necesidades propias de consumo.

6.1.2 Para responder la pregunta sobre cuándo se establecerá la tarifa aplicable para los excedentes de energía que se entreguen durante el año 2015, es necesario primero indicar que es un requisito previo que la metodología quede formalmente publicada. Una vez aprobada y publicada esta metodología, se iniciará el procedimiento correspondiente para la aplicación de la metodología para obtener el precio por aplicar para ese año 2015.

6.2 Consejero de Usuario, Jorge Sanarrucia Aragón, folios 41-45 del | 6.2.1 Se debe dar seguimiento a la aplicación de la metodología para evaluar que la práctica es consistente con la realidad, en cuanto a que se le reconoce a los usuarios un beneficio económico en relación a la inversión inicial y los precios de mercado. | | --- | | 6.2.2 Aresep dé seguimiento a los contratos para que clarifique e incorpore nuevas condiciones relativas a los derechos y obligaciones de los usuarios. | | 6.2.3 Valorar la posibilidad de excluir el CVC de la metodología. | | 6.2.4 Se le solicita a la Aresep, articular y liderar esfuerzos con el MINAE para hacer del proceso de emisión de concesiones o posibles títulos habilitantes, un proceso de acceso sencillo y ágil para los usuarios y que sea ampliamente difundido. | 6.2.1 En la propuesta que se llevó a audiencia es muy claro el sustento de que debido a que en la actualidad los sistemas por desarrollarse para participar en el SEN como micro o mini generadores que entregan sus excedentes de producción de energía, están en su fase embrionaria, no se dispone de información estructurada que sirva de base para calcular un precio que responda a una estructura de costos propia de la actividad; por lo tanto, con fundamento en el concepto de un precio de referencia, se propone realizar las fijaciones del precio de liquidación de la energía entregada por este medio al SEN, con base en: el costo promedio ponderado anual por empresa de las compras de la energía y potencia que realiza cada una de las empresas distribuidoras - a empresas generadoras, y el costo promedio ponderado anual de su generación propia.

Así es que con la propuesta conocida en audiencia la Autoridad Reguladora atiende la necesidad de establecer las condiciones mínimas necesarias de la metodología para fijar un precio, que respete el principio del servicio al costo, que permita a los posibles agentes del mercado de generación a pequeña escala disponer en forma clara, precisa y oportuna de los precios para hacer las liquidaciones correspondientes, que permita el despegue de las opciones para el desarrollo de una fuente adicional de generación (auto consumo, micro y mini generadores); además de establecer las bases para fijar un precio que es neutro en su impacto sobre el precio medio total del servicio de distribución de electricidad de cada empresa distribuidora en específico.

Conforme las condiciones reales de operación de este mercado y la disponibilidad de información que replique ese comportamiento, de ser necesario ajustes en la metodología, se procederá con el trámite necesario para hacer ver y modificar cualquier aspecto de la metodología, si es del caso, según las propuestas de los diferentes agentes del mercado que legalmente tengan la potestad de hacer las solicitudes de cambio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 30 de la Ley 7593.

6.2.2 De conformidad con el artículo 130 de la norma técnica de Planeamiento, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional, le corresponde a la ARESEP aprobar los "formatos y prototipos de los contratos de conexión y las observaciones que haga serán de carácter obligatorio". Así mismo, el numeral 133 dispone que la Autoridad Reguladora debe aprobar el procedimiento para la puesta en servicio de un micro o mini generador dentro de un plazo de seis meses contados a partir de la publicación de dicha norma. Aunado a lo anterior, cabe indicar que el artículo 133 establece dentro de las cláusulas contractuales mínimas: "b. Objeto y alcance contractuales incluyendo las obligaciones que se impongan a las partes.j. Cualquier otro aspecto importante que regulen los deberes y derechos de las partes". De los artículos citados se deprende la potestad de aprobación de la ARESEP en cuanto al procedimiento y el contrato de conexión y también las obligaciones de los abonados o usuarios y de la empresa distribuidora.

6.2.3 En esta propuesta se indicó muy claramente que el sustento de la misma es con base en el pago de un precio medio total de lo que le cuesta a cada empresa distribuidora por separado la adquisición de un KWH, y dentro de ese concepto está el costo que agrega la necesidad país de generar con combustibles, por lo que basados en este concepto de costo total no es posible eliminar del cálculo el CVC.

Es el valor que tiene un KWH, independientemente de la fuente con que se produzca, ya que no se tiene certeza en qué momento va a sustituir energía.

6.2.4 En el programa de generadores privados a pequeña escala, para autoconsumo y venta de excedentes, de acuerdo con lo establecido en la norma ARNT-POASEN y los requisitos establecidos en la Ley Nº 7593, para vender o intercambiar energía eléctrica, es necesario contar con un permiso o concesión emitida por el MINAE. Desde esta perspectiva, la ARESEP ha venido coordinando con el MINAE elementos necesarios para propiciar la simplificación del proceso de autorización.

6.3 Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L., folios 93-103 del expediente OT-230-2014.

6.3.1 La propuesta metodológica se está obviando que la generación distribuida la realizan usuarios del servicio de distribución, lo que hace que se incluyan en el cálculo tarifario parámetros que no corresponden.

6.3.2 Aresep debe resguardar el principio de que la generación distribuida nunca implique un costo mayor de energía para las distribuidoras a los costos que tienen que comprar al ICE o a otras distribuidoras o generadores.

6.3.3 Indicar expresamente que los costos por compras de los excedentes de energía que realicen las empresas distribuidoras a los mini y micro generadores serán reconocidos en las tarifas del servicio de distribución de éstas.

6.3.4 Utilizar el precio medio es erróneo desde la óptica de la regulación económica porque los generadores deben garantizar la sostenibilidad del servicio de largo plazo (depreciación y rendimiento sobre la base tarifaria) y los mini o micro generadores no.

6.3.5 Con la propuesta de Aresep se obtiene un precio promedio, con lo que no se estaría cumpliendo lo que estable el artículo 159 de la norma POASEN.

6.3.6 Se establezca que la tarifa para los excedentes de energía de los micro y mini generadores se fije por cada empresa distribuidora, de forma trimestral y con base en el precio alternativo de compra de energía más bajo que tenga cada empresa, menos un porcentaje equivalente a los costos de depreciación y del rendimiento sobre la base tarifaria del sistema de generación de cada empresa distribuidora.

6.3.1 Hay conciencia y así se toma en cuenta en la base de la propuesta de que los agentes que realizan la producción de energía eléctrica son los usuarios del servicio de distribución y que son éstos los que una vez cubiertas sus necesidades de consumo propio de energía eléctrica, entregarán al SEN el excedente de generación que puedan obtener de su nuevo emprendimiento; sin embargo, dadas las condiciones existentes en ese nuevo mercado de energía, se aclara: "Debido a que en la actualidad los sistemas por desarrollarse para participar en el SEN como micro o mini generadores que entregan sus excedentes de producción de energía, están en su fase embrionaria, no se dispone de información estructurada que sirva de base para calcular un precio que responda a una estructura de costos propia de la actividad; por lo tanto, con fundamento en el concepto de un precio de referencia, se propone realizar las fijaciones del precio de liquidación de la energía entregada por este medio al SEN, con base en: el costo promedio ponderado anual de las compras de la energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras - a empresas generadoras, y el costo promedio ponderado anual de su generación propia." Los parámetros propuestos en la metodología de cálculo del precio de liquidación están claros y son precisos, corresponden a los necesarios para calcular un precio promedio ponderado de la adquisición de energía de cada una de las empresas distribuidoras.

6.3.2 Por definición la metodología propuesta establece que el precio para utilizar como referencia para liquidar la energía entregada por los generadores a pequeña escala es el precio promedio de la compra de cada empresa distribuidora a las generadoras, ponderado con el precio promedio de la generación propia, si ésta existe. Siendo esto así, no existe ninguna opción de que el precio promedio anual que se le pagará a un generador a pequeña escala para autoconsumo sea menor o superior al costo promedio del período de referencia (un año). Al ser la liquidación anual y el precio calculado un promedio anual real, no es posible tener un precio anual superior, ya que se utiliza información real, además, el costo de la generación propia debe ser menor o igual que las compras al ICE.

6.3.3 En el cálculo de los precios o tarifas que fija la ARESEP no existe una determinación tácita y absoluta de que determinado gasto o costo que realicen las empresas reguladas será reconocido o desestimado, excepto los que explícitamente la Ley Nº 7593 establece como no reconocibles en el cálculo tarifario. En el caso particular de las compras de energía de las empresas distribuidoras a las generadoras, en el tanto tengan los respectivos elementos de sustento de las cantidades consignadas y los precios sean los previamente fijados por ARESEP, no tendrán ninguna dificultad para ser reconocidos en el cálculo tarifario de los precios para la fase de precios de distribución.

6.3.4 Los generadores distribuidos no pueden ni deben asumir el compromiso de garantizar la sostenibilidad de largo plazo de la prestación del servicio eléctrico; además de que aún no inician formalmente sus actividades de producción, cuando así lo hagan será un aporte marginal con respecto al total del SEN, no tendrán capacidad para garantizar energía firme y se les estableció un tope de la energía que pueden entregar en función de su consumo propio; así es que no tiene ningún sentido técnico, económico ni razonable pretender que estos actores puedan garantizar la sostenibilidad del sistema.

En esta propuesta se indicó muy claramente que el sustento de la misma es con base en el pago de un precio medio total de lo que le cuesta a cada empresa distribuidora por separado la adquisición de un KWH, y dentro de ese concepto está el costo total que agrega la necesidad país de generar.

Cuando el cálculo de un precio regulado se hace con base en las cifras contable financieras de la empresa que realiza la actividad, se hace un detallado reconocimiento y estudio de las cifras propias de la empresa, incluyéndose lo que se considere oportuno y razonable de los gastos reportados, por supuesto lo concerniente a depreciación y rédito para el desarrollo estará presente, con las limitaciones ya conocidas de si se refieren a activos propios de la prestación de ese servicio en particular y si esos activos son útiles y utilizables en la prestación del servicio. Pero en este caso de la generación a pequeña escala, en esta propuesta de metodología para la fijación de los precios de liquidación de la energía excedente entregada al SEN, se utiliza un precio de referencia, que es el precio medio de compra de energía de la empresa distribuidora a la generadora, ponderado con el precio medio de generación propia, si la hay; así las cosas, no hay forma de considerar componentes de un sistema de cálculo de precios con base en costos propios de la empresa que produce con otro sistema que calcula el precio como un precio total de referencia de la industria o de otra empresa o del usuario.

6.3.5 El artículo Nº 159 de la norma POASEN textualmente indica: "Para la modalidad contractual "Medición Neta Completa", en la facturación del mes de diciembre la empresa eléctrica deberá compensar económicamente al generador, los posibles excedentes de energía acumulados a la fecha aplicándoles el precio de la energía correspondiente con la estructura tarifaria vigente al momento en que los mismos se produjeron." De tal forma que con la propuesta de un precio promedio y un precio único, un precio con una estructura tarifaria en términos de un solo precio monómico, no se incumple en nada lo establecido en este artículo. No hay ninguna prohibición de establecer un único precio, ni desautorización alguna de utilizar el concepto de precio promedio.

6.3.6 Se agradece la propuesta alternativa de una forma de calcular el precio de liquidación de la energía entregada como excedentes por parte de los generadores a pequeña escala para autoconsumo, pero los criterios de fijación en forma trimestral y con base en el precio alternativo de compra de energía más bajo que tenga cada empresa y la eliminación del porcentaje equivalente a los costos de depreciación y del rendimiento sobre la base tarifaria del sistema de generación de cada empresa distribuidora, no son congruentes con las condiciones propias actuales de la generación a pequeña escala, al menos para los primeros años en los que operarán en Costa Rica. La fijación de un precio particular para cada una de las empresas distribuidoras si está plenamente incluido en la propuesta que ARESEP sometió a audiencia.

6.4 Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L., folios 46-50 del expediente OT-230-2014.

| 6.4.1 Indicar expresamente que los costos por compras de los excedentes de energía que realicen las empresas distribuidoras a los mini y micro generadores serán reconocidos en las tarifas del servicio de distribución de éstas. | | --- | | 6.4.2 Implícitamente se les está reconociendo el costo de depreciación y el del rédito para el desarrollo, lo que significa en la práctica una rentabilidad más alta que la que reciben las distribuidoras. | | 6.4.3 No se precisa cuál es la estructura tarifaria definida, en el caso de que sea plana se deben de justificar los subsidios que se crearían. | 6.4.1 En el cálculo de los precios o tarifas que fija la ARESEP no existe una determinación tácita y absoluta de que determinado gasto o costo que realicen las empresas reguladas será reconocido o desestimado, excepto los que explícitamente la Ley Nº 7593 establece como no reconocibles en el cálculo tarifario. En el caso particular de las compras de energía de las empresas distribuidoras a las generadoras, en el tanto tengan los respectivos elementos de sustento de las cantidades consignadas y los precios sean los previamente fijados por ARESEP, no tendrán ninguna dificultad para ser reconocidos en el cálculo tarifario de los precios para la fase de precios de distribución.

6.4.2 Cuando el cálculo de un precio regulado se hace con base en las cifras contable financieras de la empresa que realiza la actividad, se hace un detallado reconocimiento y estudio de las cifras propias de la empresa, incluyéndose lo que se considere oportuno y razonable de los gastos reportados, por su puesto lo concerniente a depreciación y rédito para el desarrollo estará presente, con las limitaciones ya conocidas de si se refieren a activos propios de la prestación de ese servicio en particular y si esos activos son útiles y utilizables en la prestación del servicio. Pero en este caso de la generación a pequeña escala, en esta propuesta de metodología para la fijación de los precios de liquidación de la energía excedente entregada al SEN, se utiliza un precio de referencia, que es el precio medio de compra de energía de la empresa distribuidora a la generadora, ponderado con el precio medio de generación propia, si la hay; así las cosas, no hay forma de considerar componentes de un sistema de cálculo de precios con base en costos propios de la empresa que produce con otro sistema que calcula el precio como un precio total de referencia de la industria o de otra empresa o del usuario.

6.4.3 La estructura tarifaria que se propone es la que se conforma con un precio monómico, un precio medio único para cada una de las empresas distribuidoras. No hay subsidios explícitos creados o incluidos, tan solo es un precio de referencia dado. El precio medio de referencia ya sea calculado como un precio medio de compra de la empresa distribuidora a la generadora y los costos medios de generación propia de la distribuidora, en caso de existir, o sea un precio medio "eficiente" de todos los generadores distribuidos a pequeña escala es un precio de referencia para un generador distribuido en particular. Si existieran costos medios totales del generador a pequeña escala con respecto a esos precios medios ya fijados, deben considerarse como eficiencias o deficiencias de la estructura de costos del generador a pequeña escala con respecto al "precio de mercado" fijado y no como un subsidio creado por la fijación del precio.

6.5 Instituto Costarricense de Electricidad, folios 20-27 del expediente OT-230-2014.

| 6.5.1 Considerar únicamente los rubros de costo de energía y costo variable de combustibles en el cálculo del precio de liquidación de excedentes y excluir el costo de la potencia. | | --- | | 6.5.2 Ampliar y clarificar los conceptos de egresos directos e indirectos, con el fin de poder incluir correctamente los rubros que deben considerarse en el cálculo del precio de liquidación. | | 6.5.3 Incluir una cláusula de reserva de compra de excedentes que indique que la empresa distribuidora no está en la obligación de comprar energía a los pequeños generadores. | 6.5.1 El precio que se calcularía con base en la metodología propuesta es un precio medio total asociado con la energía recibida por cada empresa distribuidora, en términos de un precio monómico que incluye la energía y la potencia, los costos fijos y los variables, los costos de combustibles asociados con la producción de esa energía y potencia recibidos. En buena medida, este precio es congruente con el precio monómico que cobran las empresas distribuidoras a sus clientes que no tienen medición de potencia entregada. Por ejemplo, no es posible decir que los clientes residenciales, que pagan una tarifa monómica, no pagan una proporción por la demanda de potencia que individual o conjuntamente demandan del sistema. De tal forma que de conformidad con lo propuesto, no se procede con la exclusión del costo de potencia en el cálculo del precio necesario para liquidar la entrega de energía excedente que suministrarán los generadores a pequeña escala.

Algunas fuentes no pueden garantizar potencia firme; sin embargo, la base fundamental para calcular el precio de la energía entregada por los generadores distribuidos, no se sustenta en las condiciones propias de esa generación, sino en propiciar el inicio de operaciones de esta nueva modalidad de generación y entrega de energía al SEN. Esto se pretende lograr pagando en principio un precio medio total que surge de ponderar el costo total de las compras de energía y potencia, más CVC, que realiza cada empresa distribuidora y el costo medio total de su generación propia, en caso de existir ésta. Ese precio medio total, en su carácter de representar el costo medio total de un KWH recibido por la empresa distribuidora, debe ser un precio monómico y no permite la eliminación de conceptos como la potencia, el CVC, depreciación, rentabilidad, etc.

6.5.2 En la actual propuesta, se aclara que se refiere a los costos de generación propia de las empresas distribuidoras, de forma que se indica que se deben incluir los costos directos e indirectos, ello se refiere a que se deben incluir los "costos totales" de su generación propia y no solo los identificados en forma directa, como lo podría ser la división, departamento o unidad de generación. Al tomar en cuenta el costo medio total de generación, hace que este valor sea comparable y se pondere al costo o precio medio total de compra de energía a la o las empresas generadoras y con ello tener cifras comparables y ponderables.

6.5.3 La inclusión de esa cláusula de reserva en la compra de excedentes de energía eléctrica, es un tema de los contratos y no de la metodología de fijación de los precios que se aplicarán en su debido momento.

6.6 Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos, R.L., folios 67-72 del expediente OT-230-2014.

6.6.1 La propuesta metodológica está obviando que la generación distribuida la realizan usuarios del servicio de distribución, lo que hace que se incluyan en el cálculo tarifario parámetros que no corresponden.

6.6.2 Aresep debe resguardar el principio de que la generación distribuida nunca implique un costo mayor de energía para las distribuidoras a los costos que tienen que comprar al ICE o a otras distribuidoras o generadores.

6.6.3 Indicar expresamente que los costos por compras de los excedentes de energía que realicen las empresas distribuidoras a los mini y micro generadores serán reconocidos en las tarifas del servicio de distribución de éstas.

6.6.4 Utilizar el precio medio es erróneo desde la óptica de la regulación económica porque los generadores deben garantizar la sostenibilidad del servicio de largo plazo (depreciación y rendimiento sobre la base tarifaria) y los mini o micro generadores no.

6.6.5 Con la propuesta de Aresep se obtiene un precio promedio, con lo que no se estaría cumpliendo lo que establece el artículo 159 de la norma POASEN.

6.6.6 Se establezca que la tarifa para los excedentes de energía de los micro y mini generadores se fije por cada empresa distribuidora, de forma trimestral y con base en el precio alternativo de compra de energía más bajo que tenga cada empresa, menos un porcentaje equivalente a los costos de depreciación y del rendimiento sobre la base tarifaria del sistema de generación de cada empresa distribuidora.

6.6.1 Hay conciencia y así se toma en cuenta en la base de la propuesta de que los agentes que realizan la producción de energía eléctrica son los usuarios del servicio de distribución y que son éstos los que una vez cubiertas sus necesidades de consumo propio de energía eléctrica, entregarán al SEN el excedente de generación que puedan obtener de su nuevo emprendimiento; sin embargo, dadas las condiciones existentes en ese nuevo mercado de energía, se aclara: "Debido a que en la actualidad los sistemas por desarrollarse para participar en el SEN como micro o mini generadores que entregan sus excedentes de producción de energía, están en su fase embrionaria, no se dispone de información estructurada que sirva de base para calcular un precio que responda a una estructura de costos propia de la actividad; por lo tanto, con fundamento en el concepto de un precio de referencia, se propone realizar las fijaciones del precio de liquidación de la energía entregada por este medio al SEN, con base en: el costo promedio ponderado anual de las compras de la energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras - a empresas generadoras, y el costo promedio ponderado anual de su generación propia." Los parámetros propuestos en la metodología de cálculo del precio de liquidación están claros y son precisos, corresponden a los necesarios para calcular un precio promedio ponderado de la adquisición de energía de cada una de las empresas distribuidoras.

6.6.2 Por definición la metodología propuesta establece que el precio para utilizar como referencia para liquidar la energía entregada por los generadores a pequeña escala es el precio promedio de la compra de cada empresa distribuidora a las generadoras, ponderado con el precio promedio de la generación propia, si ésta existe. Siendo esto así, no existe ninguna opción de que el precio promedio anual que se le pagará a un generador a pequeña escala para autoconsumo sea menor o superior al costo promedio del período de referencia (un año). Al ser la liquidación anual y el precio calculado un promedio anual real, no es posible tener un precio anual superior, ya que se utiliza información real, además, el costo de la generación propia debe ser menor o igual que las compras al ICE.

6.6.3 En el cálculo de los precios o tarifas que fija la ARESEP no existe una determinación tácita y absoluta de que determinado gasto o costo que realicen las empresas reguladas será reconocido o desestimado, excepto los que explícitamente la Ley Nº 7593 establece como no reconocibles en el cálculo tarifario. En el caso particular de las compras de energía de las empresas distribuidoras a las generadoras, en el tanto tengan los respectivos elementos de sustento de las cantidades consignadas y los precios sean los previamente fijados por ARESEP, no tendrán ninguna dificultad para ser reconocidos en el cálculo tarifario de los precios para la fase de precios de distribución.

6.6.4 Los generadores distribuidos no pueden ni deben asumir el compromiso de garantizar la sostenibilidad de largo plazo de la prestación del servicio eléctrico; además de que aún no inician formalmente sus actividades de producción, cuando así lo hagan será un aporte marginal con respecto al total del SEN, no tendrán capacidad para garantizar energía firme y se les estableció un tope de la energía que pueden entregar en función de su consumo propio; así es que no tiene ningún sentido técnico, económico ni razonable pretender que estos actores puedan garantizar la sostenibilidad del sistema.

En esta propuesta se indicó muy claramente que el sustento de la misma es con base en el pago de un precio medio total de lo que le cuesta a cada empresa distribuidora por separado la adquisición de un KWH, y dentro de ese concepto está el costo total que agrega la necesidad país de generar.

Cuando el cálculo de un precio regulado se hace con base en las cifras contable financieras de la empresa que realiza la actividad, se hace un detallado reconocimiento y estudio de las cifras propias de la empresa, incluyéndose lo que se considere oportuno y razonable de los gastos reportados, por supuesto lo concerniente a depreciación y rédito para el desarrollo estará presente, con las limitaciones ya conocidas de si se refieren a activos propios de la prestación de ese servicio en particular y si esos activos son útiles y utilizables en la prestación del servicio. Pero en este caso de la generación a pequeña escala, en esta propuesta de metodología para la fijación de los precios de liquidación de la energía excedente entregada al SEN, se utiliza un precio de referencia, que es el precio medio de compra de energía de la empresa distribuidora a la generadora, ponderado con el precio medio de generación propia, si la hay; así las cosas, no hay forma de considerar componentes de un sistema de cálculo de precios con base en costos propios de la empresa que produce con otro sistema que calcula el precio como un precio total de referencia de la industria o de otra empresa.

6.6.5 El artículo Nº 159 de la norma POASEN textualmente indica: "Para la modalidad contractual "Medición Neta Completa", en la facturación del mes de diciembre la empresa eléctrica deberá compensar económicamente al generador, los posibles excedentes de energía acumulados a la fecha aplicándoles el precio de la energía correspondiente con la estructura tarifaria vigente al momento en que los mismos se produjeron." De tal forma que con la propuesta de un precio promedio y un precio único, un precio con una estructura tarifaria en términos de un solo precio monómico, no se incumple en nada lo establecido en este artículo. No hay ninguna prohibición de establecer un único precio, ni desautorización alguna de utilizar el concepto de precio promedio.

6.6.6 Se agradece la propuesta alternativa de una forma de calcular el precio de liquidación de la energía entregada como excedentes por parte de los generadores a pequeña escala, pero los criterios de fijación en forma trimestral y con base en el precio alternativo de compra de energía más bajo que tenga cada empresa y la eliminación del porcentaje equivalente a los costos de depreciación y del rendimiento sobre la base tarifaria del sistema de generación de cada empresa distribuidora, no son congruentes con la filosofía y las condiciones propias de la generación a pequeña escala, al menos para los primeros años en los que operarán en Costa Rica. La fijación de un precio particular para cada una de las empresas distribuidoras si está plenamente incluido en la propuesta que ARESEP sometió a audiencia.

6.7 Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L., folios 73-79 del expediente OT-230-2014.

6.7.1 La propuesta metodológica está obviando que la generación distribuida la realizan usuarios del servicio de distribución, lo que hace que se incluyan en el cálculo tarifario parámetros que no corresponden.

6.7.2 Aresep debe resguardar el principio de que la generación distribuida nunca implique un costo mayor de energía para las distribuidoras a los costos que tienen que comprar al ICE o a otras distribuidoras o generadores.

6.7.3 Indicar expresamente que los costos por compras de los excedentes de energía que realicen las empresas distribuidoras a los mini y micro generadores serán reconocidos en las tarifas del servicio de distribución de éstas.

6.7.4 Utilizar el precio medio es erróneo desde la óptica de la regulación económica porque los generadores deben garantizar la sostenibilidad del servicio de largo plazo (depreciación y rendimiento sobre la base tarifaria) y los mini o micro generadores no.

6.7.5 Debe indicarse que es el precio ponderado promedio de cada empresa distribuidora.

6.7.6 Con la propuesta de Aresep se obtiene un precio promedio, con lo que no se estaría cumpliendo lo que establece el artículo 159 de la norma POASEN.

6.7.7 La generación solar y eólica no aporta potencia mientras que la fórmula de cálculo incorpora este elemento.

6.7.8 Se establezca que la tarifa para los excedentes de energía de los micro y mini generadores se fije por cada empresa distribuidora, de forma trimestral y con base en el precio alternativo de compra de energía más bajo que tenga cada empresa, menos un porcentaje equivalente a los costos de depreciación y del rendimiento sobre la base tarifaria del sistema de generación de cada empresa distribuidora.

6.7.1 Hay conciencia y así se toma en cuenta en la base de la propuesta de que los agentes que realizan la producción de energía eléctrica son los usuarios del servicio de distribución y que son éstos los que una vez cubiertas sus necesidades de consumo propio de energía eléctrica, entregarán al SEN el excedente de generación que puedan obtener de su nuevo emprendimiento; sin embargo, dadas las condiciones existentes en ese nuevo mercado de energía, se aclara: "Debido a que en la actualidad los sistemas por desarrollarse para participar en el SEN como micro o mini generadores que entregan sus excedentes de producción de energía, están en su fase embrionaria, no se dispone de información estructurada que sirva de base para calcular un precio que responda a una estructura de costos propia de la actividad; por lo tanto, con fundamento en el concepto de un precio de referencia, se propone realizar las fijaciones del precio de liquidación de la energía entregada por este medio al SEN, con base en: el costo promedio ponderado anual de las compras de la energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras - a empresas generadoras, y el costo promedio ponderado anual de su generación propia." Los parámetros propuestos en la metodología de cálculo del precio de liquidación están claros y son precisos, corresponden a los necesarios para calcular un precio promedio ponderado de la adquisición de energía de cada una de las empresas distribuidoras.

6.7.2 Por definición la metodología propuesta establece que el precio para utilizar como referencia para liquidar la energía entregada por los generadores a pequeña escala es el precio promedio de la compra de cada empresa distribuidora a las generadoras, ponderado con el precio promedio de la generación propia, si ésta existe. Siendo esto así, no existe ninguna opción de que el precio promedio anual que se le pagará a un generador a pequeña escala para autoconsumo sea menor o superior al costo promedio del período de referencia (un año). Al ser la liquidación anual y el precio calculado un promedio anual real, no es posible tener un precio anual superior, ya que se utiliza información real, además, el costo de la generación propia debe ser menor o igual que las compras al ICE.

6.7.3 En el cálculo de los precios o tarifas que fija la ARESEP no existe una determinación tácita y absoluta de que determinado gasto o costo que realicen las empresas reguladas será reconocido o desestimado, excepto los que explícitamente la Ley Nº 7593 establece como no reconocibles en el cálculo tarifario. En el caso particular de las compras de energía de las empresas distribuidoras a las generadoras, en el tanto tengan los respectivos elementos de sustento de las cantidades consignadas y los precios sean los previamente fijados por ARESEP, no tendrán ninguna dificultad para ser reconocidos en el cálculo tarifario de los precios para la fase de precios de distribución.

6.7.4 Los generadores distribuidos no pueden ni deben asumir el compromiso de garantizar la sostenibilidad de largo plazo de la prestación del servicio eléctrico; además de que aún no inician formalmente sus actividades de producción, cuando así lo hagan será un aporte marginal con respecto al total del SEN, no tendrán capacidad para garantizar energía firme y se les estableció un tope de la energía que pueden entregar en función de su consumo propio; así es que no tiene ningún sentido técnico, económico ni razonable pretender que estos actores puedan garantizar la sostenibilidad del sistema.

En esta propuesta se indicó muy claramente que el sustento de la misma es con base en el pago de un precio medio total de lo que le cuesta a cada empresa distribuidora por separado la adquisición de un KWH, y dentro de ese concepto está el costo total que agrega la necesidad país de generar.

Cuando el cálculo de un precio regulado se hace con base en las cifras contable financieras de la empresa que realiza la actividad, se hace un detallado reconocimiento y estudio de las cifras propias de la empresa, incluyéndose lo que se considere oportuno y razonable de los gastos reportados, por supuesto lo concerniente a depreciación y rédito para el desarrollo estará presente, con las limitaciones ya conocidas de si se refieren a activos propios de la prestación de ese servicio en particular y si esos activos son útiles y utilizables en la prestación del servicio. Pero en este caso de la generación a pequeña escala, en esta propuesta de metodología para la fijación de los precios de liquidación de la energía excedente entregada al SEN, se utiliza un precio de referencia, que es el precio medio de compra de energía de la empresa distribuidora a la generadora, ponderado con el precio medio de generación propia, si la hay; así las cosas, no hay forma de considerar componentes de un sistema de cálculo de precios con base en costos propios de la empresa que produce con otro sistema que calcula el precio como un precio total de referencia de la industria o de otra empresa.

6.7.5 En la propuesta que se presentó a audiencia efectivamente el sustento es que se calcule un precio medio total de KWH por empresa; sin embargo, para efectos de mayor claridad en las definiciones de las variables de la fórmula que se está proponiendo sea aprobada se hace visible y evidente, de una forma totalmente diferentes empresas distribuidoras.

6.7.6 El artículo Nº 159 de la norma POASEN textualmente indica: "Para la modalidad contractual "Medición Neta Completa", en la facturación del mes de diciembre la empresa eléctrica deberá compensar económicamente al generador, los posibles excedentes de energía acumulados a la fecha aplicándoles el precio de la energía correspondiente con la estructura tarifaria vigente al momento en que los mismos se produjeron." De tal forma que con la propuesta de un precio promedio y un precio único, un precio con una estructura tarifaria en términos de un solo precio monómico, no se incumple en nada lo establecido en este artículo. No hay ninguna prohibición de establecer un único precio, ni desautorización alguna de utilizar el concepto de precio promedio.

6.7.7 Evidentemente la energía que se genera por fuentes eólicas o solares no puede garantizar potencia firme; sin embargo, en esta modalidad de generación a pequeña escala podrían entrar otras fuentes a ofrecer energía. Además en esta propuesta, la base fundamental para calcular el precio de la energía entregada por los generadores distribuidos, no se sustenta en las condiciones propias de esa generación, sino en propiciar el inicio de operaciones de esta nueva modalidad de generación y entrega de energía al SEN. Esto se pretende lograr pagando en principio un precio medio total que surge de ponderar el costo total de las compras de energía y potencia, más CVC, que realiza cada empresa distribuidora y el costo medio total de su generación propia, en caso de existir ésta. Ese precio medio total, en su carácter de representar el costo medio total de un KWH recibido por la empresa distribuidora, debe ser un precio monómico y no permite la eliminación de conceptos como la potencia, el CVC, depreciación, rentabilidad, etc.

6.7.8 Se agradece la propuesta alternativa de una forma de calcular el precio de liquidación de la energía entregada como excedentes por parte de los generadores a pequeña escala, pero los criterios de fijación en forma trimestral y con base en el precio alternativo de compra de energía más bajo que tenga cada empresa y la eliminación del porcentaje equivalente a los costos de depreciación y del rendimiento sobre la base tarifaria del sistema de generación de cada empresa distribuidora, no son congruentes con la filosofía y las condiciones propias de la generación a pequeña escala, al menos para los primeros años en los que operarán en Costa Rica. La fijación de un precio particular para cada una de las empresas distribuidoras si está plenamente incluido en la propuesta que ARESEP sometió a audiencia.

(.)" II.-Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1- Aprobar la "Metodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos a la norma POASEN", 2- Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública realizada el 13 de noviembre de 2014, lo señalado en el Considerando I de esta resolución y agradecer su valiosa participación en este proceso y 3- Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de esta metodología en el Diario Oficial La Gaceta.

III.-Que en sesión 4-2015 del 5 de febrero de 2015 y ratificada el 12 de febrero de 2015, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta de la Comisión Ad Hoc del 16 de diciembre de 2014, así como del oficio 037-DGAJR-2015 del 15 de enero de 2015, acordó entre otras cosas:

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.

LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, RESUELVE:

I.-Aprobar la "Metodología para fijar el precio de liquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos a la norma POASEN", presentada según el oficio ni número dictado por la Comisión Ad Hoc el 16 de diciembre de 2014, tal y como se detalla a continuación:

" (.)

3. Marco legal La aprobación de la presente metodología, encuentra sustento legal en la normativa que se cita a continuación:

a. La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece, en su artículo 5, que ". En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y tarifas." Los servicios públicos citados incluyen, en el inciso a) del mismo artículo, el "Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización." b. La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado se encuentra facultada para dictar y modificar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a La Gaceta Nº 69, del 8 de abril de 2009 y sus reformas.

De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora es la competente para emitir y modificar las metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados, incluyendo la generación de electricidad, para lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública. El marco legal citado provee la base que faculta a ARESEP para establecer y o modificar las metodologías regulatorias.

4. Metodología:

Tomando en consideración los antecedentes y justificaciones expresadas anteriormente, así como los resultados de la audiencia pública, se propone aprobar lo siguiente:

El precio aplicable para cada una de las empresas distribuidoras en la compensación económica de los excedentes de producción que llegaren a entregar los generadores a pequeña escala, en el régimen contractual "Medición neta completa, con liquidación anual", será el siguiente:

Donde:

Pn = Precio en colones por kWh para cada una de las empresas distribuidoras, que se utilizará para liquidar el excedente anual del año "n".

CCEPin = "Costo en colones de compras de energía y potencia" de cada empresa distribuidora a otras empresas generadoras, aplicable para el año "n", año que se liquida, que incluye las cifras de los meses de diciembre del año "n-3", más enero a noviembre del año "n-2". Se incluyen únicamente los rubros de energía y potencia, más el costo variable del combustible.

𝐶𝐺𝑃in = Costo en colones, según registro contable de cada una de las empresas distribuidoras y validados por ARESEP, de los costos directos e indirectos por la generación propia (costo total de la generación propia), aplicable para el año "n", año que se liquida, que incluye las cifras de los meses de diciembre del año "n-3", más enero a noviembre del año "n-2". Es un precio de transferencia de generación a distribución, de la misma empresa distribuidora.

kWh ice = Cantidades físicas de kWh reportados por cada una de las empresas distribuidoras, como compras de energía en las facturas del generador al distribuidor, correspondientes al año "n", año que se liquida, que incluye las cifras de los meses de diciembre del año "n-3", más enero a noviembre del año "n-2".

kWh iGP = Cantidades físicas de kWh reportados por cada una de las empresas distribuidoras, como generación propia por parte del distribuidor, correspondientes al año "n", año que se liquida, que incluye las cifras de los meses de diciembre del año "n-3", más enero a noviembre del año "n-2".

5. Otras consideraciones de aplicación.

Con el objetivo de que la liquidación que debe hacer la empresa distribuidora en el mes de diciembre del año "n", pueda contar con un precio previamente fijado por la Aresep, y tomando en cuenta los rezagos en la disponibilidad de la información, especialmente los costos propios de generación que requieren de al menos unos dos o tres meses para estar disponibles, a lo cual se debe agregar el plazo de la Aresep para hacer los cálculos, convocar a audiencia, el mes que deben disponer las partes para conocer de la propuesta y presentar sus posiciones en la audiencia y la publicación en La Gaceta de la tarifa fijada, se requiere de los siguientes tiempos para contar con esa tarifa o precio publicado en el diario oficial en fecha previa al inicio del periodo de entrega de la energía.

Debido a que en la actualidad los sistemas por desarrollarse para participar en el SEN como micro o mini generadores que entregan sus excedentes de producción de energía, están en su fase embrionaria, no se dispone de información estructurada que sirva de base para calcular un precio que responda a una estructura de costos propia de la actividad; por lo tanto, con fundamento en el concepto de un precio de referencia, se propone realizar las fijaciones del precio de liquidación de la energía entregada por este medio al SEN, con base en: el costo promedio ponderado anual de las compras de la energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras a empresas generadoras, y el costo promedio ponderado anual de su generación propia.

Tanto los precios para la venta de la energía como la potencia de las generadoras a las distribuidoras, así como los costos promedios ponderados de la generación propia son regulados, fijados o calculados por la ARESEP previo a su utilización en este cálculo, por lo que el precio medio ponderado que se determine en este cálculo, responde implícitamente al concepto del principio del servicio al costo y es neutro en cuanto a su efecto directo sobre los precios que las empresas distribuidoras cobrarán a sus usuarios. En el caso de que la empresa distribuidora aún no cuente con la separación de las actividades de generación y distribución, se aclara que de acuerdo con la fórmula de cálculo propuesta, el cálculo del precio ponderado total de esa empresa distribuidora tendrá un costo de generación propia de cero.

Considerada la posible inyección de esta energía como de carácter marginal, al valorarse con un precio ponderado promedio de la propia empresa distribuidora que compra, el efecto de la inserción de esa energía sobre la estructura de costos de la empresa distribuidora, no provocaría cambios en el costo medio total.

De esta manera, la Autoridad Reguladora atiende la necesidad de fijar un precio, que respete el principio del servicio al costo, que permita a los posibles agentes del mercado de generación a pequeña escala para autoconsumo disponer en forma clara, precisa y oportuna de los precios para hacer las liquidaciones correspondientes, que permita el despegue de las opciones para el desarrollo de una fuente adicional de generación (auto consumo, micro y mini generadores); además de establecer las bases para fijar un precio que es neutro en su impacto sobre el precio medio total del servicio de distribución de electricidad de cada empresa distribuidora en específico.

(.)" II.-Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública realizada el 13 de noviembre del 2014, lo señalado en el Considerando I de la resolución que aquí se acuerda y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.

III.-Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de esta metodología en el Diario Oficial La Gaceta. En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, a quien corresponde resolverlos.

Rige a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.

Resultando:

Considerando:

Por tanto: