Situación del sector y las tarifas eléctricas en Costa Rica

Situación del sector y las tarifas eléctricas
en Costa Rica
Dr. Hermann Hess A., Ph.D.
Para la Academia de Centroamérica
(Versión no editada)
Mayo de 2014
Índice general
1. Contexto energético mundial
6
2. Breve panorama energético de Costa Rica
12
3. Evolución de la inversión, la generación, el consumo y las tarifas eléctricas
en Costa Rica
15
3.1. Inversión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
15
3.2. Generación y comercio regional de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . .
17
3.3. Consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20
3.3.1. Industria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
21
3.3.2. Residencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
24
3.3.3. Comercio y Servicios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
26
3.3.4. Dinámica de los precios sectoriales . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
28
3.3.5. Una primera aproximación a la determinación de los costos . . . . . .
31
4. Contexto institucional, legal y estructura de mercado
33
4.1. Marco legal e institucional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
33
4.1.1. Instituciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
34
4.1.2. Legislación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
4.1.3. La planificación energética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
67
4.2. Estructura de mercado y economía política del sector . . . . . . . . . . . . .
73
4.2.1. Generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
75
4.2.2. Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
80
4.2.3. Transmisión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
82
5. Regulación de las tarifas eléctricas
83
1
5.1. Metodologías en teoría – principios regulatorios . . . . . . . . . . . . . . . .
87
5.2. Metodologías en la práctica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
90
5.2.1. Ajustes ordinarios para el sector público . . . . . . . . . . . . . . . .
91
5.2.2. Transmisión – ingresos del transportista . . . . . . . . . . . . . . . .
96
5.2.3. Ajustes extraordinarios por generación térmica . . . . . . . . . . . . .
97
5.2.4. Ajustes ordinarios para los generadores privados . . . . . . . . . . . .
97
5.2.5. Generación con residuos vegetales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
5.2.6. Generación en pequeña escala . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
5.2.7. Comercio internacional de energía eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . 105
5.2.8. Estructura tarifaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
6. Algunos retos regulatorios
107
2
Resumen
La regulación de las tarifas de servicios públicos constituye un quehacer sumamente complejo
por la confluencia de consideraciones técnicas, políticas, económicas y financieras. En el caso
del sector electricidad y de las tarifas eléctricas esto es aún más patente en vista de la
necesidad de lidiar con procesos de largo plazo, para que las tarifas permitan el crecimiento,
sostenibilidad y diversificación del sector.
En este contexto el presente documento aborda someramente el marco energético internacional y nacional, así como los determinantes institucionales y legales, con el objetivo de
enmarcar una descripción de la evolución de las principales variables energéticas, económicas e institucionales del sector; advirtiendo que la parte legal-institucional es extensa y sirve
como referencia general más que un componente obligado en una lectura secuencial.
Partiendo de el anterior contexto se describen, brevemente, los principios regulatorios y
tarifarios generales que guían la determinación de las tarifas eléctricas para luego entrar con
mayor detalle sobre la práctica de las fijaciones tarifarias en Costa Rica; terminando con una
reflexión final relativa a los retos regulatorios y algunas tareas pendientes en este campo.
Agradecimientos
El autor desea dejar constancia de su agradecimiento a Edna Camacho, Presidente de
la Academia de Centroamérica, así como a Eduardo Lizano, Presidente Honorario de esa
Academia, por la oportunidad de realizar este trabajo y por los múltiples comentarios y
sugerencias que sin duda alguna lo mejoraron. También a Dennis Meléndez y Grettel López,
Regulador General y Reguladora Adjunta, así como al personal y a los Miembro de la Junta
Directiva de la de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), Adriana
Garrido, Sylvia Saborío, Edgar Gutiérrez y Pablo Sauma, por su apoyo y valiosas sugerencias. Finalmente, a los Intendentes de Energía y de Transporte de esa misma Autoridad
Reguladora, Juan Manuel Quesada y Enrique Muñoz, por su atenta colaboración.
1
Índice de abreviaturas
ACOGRACE Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía
ACOPE Asociación Costarricense de Productores de Energía
ARA Alianza de Redes Ambientales
ARESEP Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
ASDEICE Asociación Sindical de Empleados Industriales de las Comunicaciones y la Energía del ICE
BCCR Banco Central de Costa Rica
CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz
CONCORI Consumidores de Costa Rica
DSE Dirección Sectorial de Energía del MINAE
EIA Energy Information Administration
ESPH Empresa de Servicios Públicos de Heredia
FECON Federación Conservacionista de Costa Rica
FIT Frente Interno de Trabajadores del ICE
ICE Instituto Costarricense de Electricidad
IEA International Energy Agency
IPC Índice de Precios al Consumidor (antes Índice de Precios al por Menor IPPm)
IPPm Índice de Precios al por Menor IPPm)
JASEC Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago
MEIC Ministerio de Economía, Industria y Comercio
MIDEPLAN Ministerio de Planificación y Política Económica
2
MINAE Ministerio de Ambiente y Energía
OECD Organization for Economic Cooperation and Development
PNE Plan Nacional de Energía
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SFN Sistema Financiero Nacional
SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central
SNE Servicio Nacional de Electricidad
UCCAEP Unión de Costarricense de Cámaras y Asociaciones del Sector Empresarial Privado
VBP Valor Bruto de la Producción
3
Introducción
La provisión de energía eléctrica es vital para las economías modernas. Los sistemas
productivos, de transportes, comunicaciones y tecnologías de información dependen de este
insumo todos los días del año en forma continua. Se trata de una fuente energética de alta
calidad por las posibilidades de gradación y monitoreo, característica que no comparte con
otras fuentes menos aptas para el consumo final en máquinas o equipos tecnológicamente
sofisticados. De hecho, el consumo de electricidad per cápita es un indicador inequívoco del
grado de desarrollo y de la calidad de vida para cualquier país o grupo de países.
El siguiente estudio sobre el sector y las tarifas eléctricas en Costa Rica tiene al menos
tres premisas metodológicas o de procedimiento que es importante hacer explícitas desde
el comienzo. Por una parte, se ha considerado pertinente enmarcar el análisis de las metodologías tarifarias dentro del contexto energético, institucional y legal en que se mueve el
quehacer regulatorio; en la convicción de que es casi imposible entender esta actividad en un
vacío, pretendiendo que se trata de un ejercicio puramente técnico exento de una variedad
de aristas, propósitos y condicionantes externos que ayudan a darle determinada forma y dirección. Además, la descripción del contexto ayuda a introducir conceptos y consideraciones
que luego se utilizarán en los análisis más técnicos y específicos de las tarifas.
Por otra parte, un poco en la misma línea, se ha considerado importante recurrir con
frecuencia a estimaciones de magnitudes, relativas al sector o a la industria en su conjunto,
que sirven para ubicar o acotar parámetros más específicos de las metodologías tarifarias; con
el objetivo de proveer puntos de referencia sobre los números que se utilizan concretamente
en la aplicación de dichas metodologías. Para estas estimaciones se ha procurado utilizar
información fácilmente accesible y públicamente disponible; tanto por consideraciones de
tiempo como por facilitar la verificación de esa información.
Finalmente, el trabajo contempla como audiencia un lector o lectora interesada en estos
temas sin suponer que se trata de un analista o técnico en el campo. Por esta razón se
ha procurado omitir hasta donde es posible la jerga especializada y un estilo de exposición
excesivamente formal o matemático; sin que por eso la discusión se aleje del rigor necesario
en este tipo de presentación.
Una vez aclarado lo anterior, resulta muy difícil e incluso omiso describir los mercados
eléctricos nacionales sin empezar por hacer una breve reseña de la situación actual de los
mercados mundiales de energía; lo cual también es importante para analizar la interacción
entre ellos y la interdependencia –principalmente vía costos– que establecen entre las tarifas
de servicios públicos.
4
Como se verá más adelante, a manera de ejemplo, las propuestas para el desarrollo de
sistemas de transporte público que no dependan de derivados del petróleo tienen que dar
cuenta de las fuentes primarias que se utilizarán para abastecerlos. En términos energéticos
(e incluso ambientales) es posible que las ganancias netas de operar, por ejemplo, un tranvía
eléctrico sean poco significativas o posiblemente negativas si la generación de electricidad
que utiliza se hace con cantidades considerables de diésel o fuel oil (búnker).
Adicionalmente, se pretende ilustrar que el panorama energético y su impacto sobre las
tarifas de servicios públicos como la electricidad y el transporte es incierto y dinámico. Puesto
que la regulación tarifaria debe considerar aspectos de inversión y de desarrollo en el largo
plazo, las implicaciones de ese panorama son relevantes tanto para las entidades reguladas
como para la entidad reguladora.
En lo que sigue se describirá en forma muy puntual la evolución de los recursos energéticos,
la producción, el consumo y algunos desarrollos tecnológicos interesantes. Por las limitaciones
de espacio, las consideraciones serán muy someras; refiriéndose al lector interesado a las
referencias al final del artículo. 1
Por último, se debe señalar que el presente estudio es similar en su estructura a otra investigación paralela sobre las tarifas del transporte remunerado de personas por autobús. Los
primeros dos capítulos de ambos estudios, relativos al contexto energético global y nacional,
son iguales; con excepción de una subsección incluida en el segundo capítulo del estudio sobre transportes intitulada El consumo de energía del sector transportes. También hay algún
grado de intersección en las secciones relativas al contexto institucional y legal en vista de la
comunidad de algunas leyes e instancias institucionales; así como en lo referente a principios
regulatorios y tarifarios de carácter general.
1
Casi la totalidad de estas secciones de contexto se han tomado de las principales conclusiones resumidas
en [30]
5
Capítulo 1
Contexto energético mundial
Antes de empezar con esta sección descriptiva, es importante señalar una limitación de
las estadísticas usuales sobre la producción y consumo de energía. Las principales series
de tiempo que generan las agencias especializada susualmente se presentan en términos de
unidades físicas, tales como Btu (British thermal units), Terajulios o millones de toneladas
de barriles equivalentes de petróleo (MTEP). Si bien esta es la forma tradicional y más
frecuente de presentar las cifras sobre energía, es importante llamar la atención brevemente
sobre la conveniencia de este uso desde una óptica del análisis económico. 1
Para ponerlo en términos de un ejemplo muy simplificado, la preocupación sobre el uso
de las unidades físicas se puede resumir imaginando una economía con un PIB de 2.000
unidades monetarias que consume 1.000 MTEP de la fuente A y otros 1.000 MTEP de la
fuente B. Normalmente se dirá que tal economía consume un total de 2.000 MTEP y que
su intensidad energética es de 1 MTEP por unidad de PIB. Sin embargo, si los precios son
tales que 1 MTEP de la fuente A cuesta 0,05 unidades monetaria mientras que 1 MTEP
de la fuente B cuesta 0,01 unidades monetarias, tendríamos que la valoración de los flujos
permite ver las cosas desde un ángulo muy distinto: el valor del consumo es de 60 unidades
monetarias y la intensidad energética es de 3 por ciento del PIB. Por otra parte la intensidad
energética relativa, que en unidades físicas es de 50 por ciento cada una, ahora cambia a
participaciones de 83,3 por ciento y 16,7 por ciento; respectivamente. Obviamente, el análisis
y las correspondientes acciones de política van a ser muy diferentes.
La literatura económica ha hecho referencia a estos problemas desde hace mucho tiempo,
sobre todo en el contexto de modelos insumo–producto (por ejemplo los modelos energéticos
de la Comunidad Europea), pero no así la mayor parte de los análisis sobre los mercados
energéticos. No obstante, en vista de las limitaciones de tiempo e información, se recurrirá a
las estadísticas usuales en unidades físicas; las cuales a pesar de todo dan una idea general
de las magnitudes relativas y sobre todo una indicación bastante clara de las tendencias. 2
1
Las principales fuentes estadísticas son los digestos estadísticos anuales de BP, la Agencia Internacional
de Energía, la OECD y el Department of Energy de los EEUU; mientras que a nivel local la fuente es la
Dirección Sectorial de Energía del MINAET. Se ha intentado contar con al menos los últimos veinte años de
observaciones con el fin de describir las tendencias.
2
Incluso desde el punto de vista de las unidades físicas subsisten problemas importantes, entre ellos el de
6
Con esa advertencia, para entrar directamente en materia, la característica fundamental
de los patrones actuales de consumo energético a nivel mundial es sin duda que están claramente dominados por los combustibles fósiles y por el consumo masivo de China, India
y las economías desarrolladas de Occidente. En particular, el petróleo y sus derivados, el
carbón mineral y el gas natural son las principales fuentes energéticas a nivel mundial; con
el petróleo llevándose por sí solo una tercera parte del consumo global de energía.
En los casos de Norteamérica y Europa destaca la importancia del carbón, una fuente
asociada directamente con la emisión de gases tipo invernadero, pero ello es especialmente
notable en el caso de China; que ya alcanzó un volumen equivalente al de Norteamérica o el
de Europa. Los aportes de la energía nuclear y de la hidroeléctrica son proporcionalmente
pequeñas en el ámbito global, con la excepción quizá de la generación hidráulica en el caso
de América Latina.
Observando la dinámica a través del tiempo, destaca de nuevo en primer lugar el aumento
acelerado en el consumo de energía de China e India; especialmente desde fines de los años
noventa. 3 Excluyendo a las economías desarrolladas y a esos dos países el ‘Resto’, que incluye
la mayor parte de las economías emergentes, también muestra un crecimiento sostenido
(aunque no tan acelerado) y en casi todos los casos se observa el efecto de la recesión global
del período 2008-2009, aunque el desarrollo de tecnologías más eficientes explica una parte
importante del crecimiento más lento en el uso de la energía.
En este sentido es interesante notar el valor relativamente constante e incluso decreciente
del consumo energético de Europa y Norteamérica (en general los países de la OECD) durante
los últimos cinco años. La desaceleración se origina en gran parte en los EE.UU., pero al
mismo tiempo la Unión Europea ha logrado mucho en materia de eficiencia y sustitución:
sus coeficientes (energía/PIB) han venido disminuyendo en forma apreciable. El consumo
total de energía primaria de la OECD ha retrocedido al nivel del año 2002, no obstante
un crecimiento económico acumulado de casi 30 por ciento durante el mismo período. En
contraste, el aumento en el consumo de las economías emergentes las ha llevado, por ejemplo,
a generar alrededor de la mitad del consumo global de petróleo.
Durante la última década, sobre todo los últimos cinco años, el cambio más significativo
en la economía y geopolítica del petróleo ha sido la creciente independencia de Norteamérica
(sobre todo la asociación EE.UU. - Canadá) del petróleo importado. De hecho, recientemente
esa región se ha convertido en uno de los principales productores de petróleo, junto con Arabia
Saudita y Rusia; si bien un 80 por ciento de las reservas probadas de petróleo convencional
se encuentran aún en el Medio Oriente. Después de un incremento acelerado a fines de los
años ochenta, estas reservas han continuado creciendo pero a un ritmo más lento. Esto ha
generado todo tipo de especulaciones relacionadas con la perspectiva de haber alcanzado
la producción pico de petróleo (peak oil), mientras que otros analistas vaticinan la amplia
disponibilidad del petróleo al menos para el próximo siglo.
la conversión a energía útil.
3
De acuerdo con las proyecciones de la International Energy Agency la India sobrepasará a China durante
la próxima década como la principal fuente de crecimiento en la demanda de energía. [44]
7
En todo caso es notable el alto grado de incertidumbre asociado con la cuantificación
de las reservas de estos recursos energéticos no renovables y con las posibilidades reales de
abastecimiento futuro. Por otra parte, añadiendo a la confusión, los mercados petroleros
han tendido a exhibir comportamientos novedosos en los últimos años; suscitando un debate
acerca del rol de los fondos financieros en la determinación de los precios. La implicación
más importante es que el reciente aumento en los precios del petróleo no se debe a peak oil
sino más bien a estos factores financieros. De todos modos, el hecho es que a pesar de una
reciente y relativa estabilidad (en términos reales) los precios del petróleo duplican el nivel
de hace cinco años; lo que a su vez ayuda a explicar la tendencia a que la participación del
petróleo venga disminuyendo en forma paulatina.
Otro desarrollo importante consiste en la exploración intensiva de yacimientos de hidratos
de metano que, según estimaciones, pueden suponer reservas de gas natural muy superiores
a las actuales - sólo en los EE.UU. se han descubierto grandes reservas en la forma de lutita
bituminosa (shale). A pesar de las interrogantes ambientales sobre la tecnología del fracking
esta actividad se ha intensificado en ese país y es difícil exagerar su impacto sobre otros
mercados energéticos, en particular la anteriormente comentada disminución en el volumen
de petróleo importado.
Desde la óptica de la demanda, hasta muy recientemente parecía haber consenso en el
sentido de que durante las próximas dos o tres décadas la mayor parte del empuje de demanda
por combustibles líquidos iba a provenir del crecimiento de las economías emergentes y países
en vías de desarrollo, más que de las economías industrializadas (OECD); debido en gran
parte a la disparidad de ritmos de crecimiento y al mayor desacople de los países ricos
de su dependencia de esos recursos. Sin embargo, los recientes acontecimientos ligados en
gran parte con eventos como la relativa desaceleración del crecimientode China y el fin del
’quantitative easing´ en los EE.UU. añaden aún más interrogantes sobre el futuro inmediato
y de largo plazo de los mercados petroleros mundiales.
Como se señaló antes, el otro gran combustible fósil es el carbón. Las reservas de carbón
bituminoso y antracita se encuentran muy repartidas, con unos 70 países disponiendo de
yacimientos aprovechables. Al ritmo actual de consumo se calcula que existen reservas seguras
para unos 130 años, por encima del lapso actualmente estimado para petróleo o gas natural.
El nivel y ritmo de aumento en la producción de carbón por parte de China son impresionantes y cercanos a una cuadruplicación en veinticinco años, con un acelerado incremento
de 135 por ciento en tan sólo la última década; ubicando a ese país como el consumidor de
más de la mitad del carbón mundial. El segundo lugar en cuanto a producción corresponde a
los EE.UU. con una tendencia también creciente pero a un ritmo más lento. Este país utiliza
el carbón mineral sobre todo (al igual que China) para la generación de casi la mitad de su
energía eléctrica, aunque la siderurgia es un uso también muy importante en ambos países.
Parece bastante improbable que las formas tradicionales de combustibles requeridos para
producir electricidad en estos países –los combustibles fósiles y particularmente el carbón–
vayan a desaparecer con mucha facilidad. De hecho, al menos para el caso de EE.UU., todo
parece indicar que el futuro de la carga básica para generación de electricidad en ese país
seguirá siendo el carbón, seguido por el gas natural y la energía nuclear; dejando un papel
relativamente secundario para las nuevas formas de energía.
8
Se ha estimado que hacia el 2030 las nuevas plantas a carbón construidas por los EE.UU.
y China (quienes no firmaron el Protocolo de Kyoto) introducirán en la atmósfera tanto CO2
como todo el que se ha generado desde los inicios de la Revolución Industrial. No obstante,
el desarrollo de tecnologías de captura y almacenaje de CO2 (CAC) podría eventualmente
compensar gran parte de este panorama negativo. Al mismo tiempo, algunas simulaciones
arrojan como resultado que sin la imposición de algún tipo de restricción sobre las emisiones
el carbón llegará a ser la fuente de energía dominante en el largo plazo.
El resto de las fuentes que no son los combustibles fósiles –petróleo, gas natural y carbón–
contribuyen mucho menos al consumo mundial de energía. Por ejemplo, si bien en un país
como Costa Rica la energía hidroeléctrica es una fuente que aporta una fracción importante del consumo total de energía, su aporte en el ámbito mundial es comparativamente
pequeño.
En la actualidad la energía eólica representa apenas un 2.5 % de la generación de
electricidad mundial pero crece según tasas entre 20 y 25 por ciento anual; con una capacidad
instalada total de casi 300 GW concentrada en Europa, Norteamérica y Asia.
Por su parte, la energía nuclear es sin duda alguna una de las alternativas energéticas
más controversiales; por lo que su desarrollo se ha estancado en términos relativos. Varias
naciones –entre ellas los EE.UU., Francia y Japón– han dedicado grandes recursos al desarrollo de esta fuente, pero su aporte global en el presente es de apenas un 4,5 por ciento del
total de generación de potencia; similar al aporte de las energías renovables que en conjunto
llegan a un 4,7 por ciento.
En contraste con el estancamiento en nuclear, el uso mundial de energía geotérmica
para generar electricidad sigue siendo comparativamente marginal pero ha crecido aceleradamente hasta alcanzar cerca de 12 GW. Los EE.UU., Filipinas, Indonesia y México dan cuenta
de casi dos terceras partes del total. En Centroamérica, la capacidad instalada conjunta de
Costa Rica, El Salvador y Nicaragua es casi igual a la de Japón y equivalente a cerca de la
mitad de la capacidad instalada en México.
Las actuales tecnologías geotérmicas de tipo hidrotérmico proveen potencia base que puede ser más confiable que fuentes intermitentes como la eólica, pero presentan inconvenientes
de tipo ambiental. Además se viene sugiriendo que la perforación puede inducir actividad
sísmica y comprometer la estabilidad del suelo. Por otra parte, se están desarrollando tecnologías geotérmicas enriquecidas (enhanced geothermal) que prometen superar muchas de
estas objeciones, además de ensanchar en forma significativa las áreas aprovechables.
Pese a su relativa abundancia, la energía fotovoltaica es una de las fuentes energéticas
menos explotadas. En la actualidad la potencia acumulada de la totalidad de los sistemas foto
voltaicos del mundo alcanza a cubrir 100 GW, lo que la ubica en tercer lugar de energías renovables; después de hidro y eólica. Los costos han venido disminuyendo drásticamente (hasta
cerca de un 60 por ciento) durante los últimos cinco años y los avances en la nanotecnología
podrían duplicar la eficiencia, al mismo tiempo que abaratar aún más los costos.
Laenergía undimotriz, producida por el movimiento de las olas, es menos conocida
y extendida que la mareomotriz, que aprovecha las mareas, pero cada vez se aplica más
en la medida en que se van resolviendo problemas técnicos. La tecnología se ha empezado
9
a desarrollar en escalas significativas, siendo Inglaterra y Francia los países que más han
avanzado en este campo.
Finalmente, no se puede terminar este capítulo sin mencionar el reciente desarrollo comercial y en gran escala de la bioenergía. En la actualidad esta fuente presenta dilemas
desde la perspectiva de la asignación de recursos, particularmente el recurso tierra, así como
ángulos controversiales como el verdadero aporte energético neto o las posibles consecuencias
ecológicas.
El acelerado desarrollo tecnológico en esta área hace que casi cualquier cosa que se diga
tenga un alto riesgo de ser incompleta u obsoleta. No obstante, uno de los problemas más
importantes que se plantea en forma reiterada es precisamente la competencia potencial que
establece con la producción de alimentos. Ya desde los años 2005-2008 (y de nuevo en la
actualidad) se ha visto lo grave que puede resultar una coyuntura en que los altos precios
del petróleo indujeron incrementos en los costos agrícolas al mismo tiempo que una rápida
expansión de las áreas dedicadas a biocombustibles. En este sentido, por ejemplo, Oxfam ha
estimado que el reemplazo de sembradíos tradicionales con biocombustibles ha arrastrado
a la pobreza a unos 30 millones de personas en el mundo, además del impacto ambiental
negativo.
Asimismo, un panel de las Naciones Unidad ha afirmado con preocupación que los efectos
de los biocombustibles sobre la tierra, el aire y el agua no han sido suficientemente explorados; siendo que los biocombustibles podrían traer presiones ambientales mayores que los
combustibles fósiles. Además, en un estudio del Banco Mundial se determinó que los costos
de los biocombustibles de segunda generación aún son demasiado altos para que sean económicamente viables. No obstante, siempre subsiste una corriente favorable al desarrollo de
la bioenergía que confía en las soluciones tecnológicas; en particular la biotecnología.
En resumen, los mercados mundiales de energía están dominados muy claramente por los
combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) y todo parece indicar que eso seguirá
siendo así en el futuro previsible. Peor aún, una diversidad de simulaciones por parte de importantes organismos y corporaciones (por ejemplo EIA, BP, Exxon, OECD, AIE) concluyen
que de no modificarse el comportamiento inercial durante los próximos veinticinco años la
composición del consumo de energía mostrará un continuado predominio de los combustibles fósiles (80 por ciento del total en el 2040) y una penetración aún mayor del carbón a
expensas del gas natural. Esto se debe a que parece poco probable que los patrones de producción y consumo de energía de Norteamérica, Europa, India y China se vayan a modificar
significativamente en el mediano o aún en el largo plazo.
La implicación práctica más importante es que existe una alta probabilidad de que no se
atenúen o incluso de que se exacerben los procesos de cambio climático, con una multitud
de efectos –algunos poco previsibles– sobre las economías de todo el mundo. Obviamente,
eso incluye las condiciones en que se llevará a cabo el suministro de las fuentes energéticas
más susceptibles a los efectos negativos de estos procesos; así como la disponibilidad y costo
de los servicios públicos necesarios para las actividades productivas y para el bienestar de
amplios sectores de la población.
10
Por otra parte, como se ha comentado en las secciones precedentes, algunas alternativas
tecnológicas y energéticas muestran desarrollos prometedores tanto en términos técnicos
como desde la perspectiva de su factibilidad económico-financiera. Además es importante
insistir en la naturaleza inercial de las mencionadas proyecciones y la posibilidad real de
que en un futuro no muy lejano se diseñen e implementen políticas públicas que induzcan
interacciones ecología-economía más armoniosas y sustentables.
Por el momento, si bien muchas de las implicaciones que derivan de ese escenario inercial
son intrínsecamente condicionales e inciertas, es muy probable que éstas dibujen algunos
de los trazos más gruesos de la realidad en que se desenvolverá el panorama económico,
energético y regulatorio de Costa Rica en los próximos años.
11
Capítulo 2
Breve panorama energético de Costa
Rica
En el ámbito mundial, la biodiversidad de Costa Rica destaca como una de sus más
prominentes características naturales; asociada a una generosa disponibilidad de recursos hídricos, eólicos y solares. Adicionalmente, debido a su historia geológica, importantes recursos
geotérmicos completan un potencial energético muy considerable para un país tan pequeño.
De acuerdo con estimaciones del ICE, el país está aprovechando un 63 por ciento del
potencial goetérmico, un 45 por ciento del eólico, un 46 por ciento de la biomasa y apenas
un 23 por ciento del potencial hidroeléctrico. [37]
Debido a lo anterior, al menos en términos de unidades físicas, el consumo energético
de Costa Rica es bastante diferente al patrón de consumo mundial descrito en el primer
capítulo. Observando la composición según fuentes, la primera diferencia que salta a la
vista de inmediato es la ausencia de carbón mineral en proporciones significativas; mineral
que hasta donde se sabe el país no posee en cantidades importantes. Sin embargo, salvo
por una relativamente mayor proporción de electricidad (especialmente hidroelectricidad) y
de biomasa (especialmente leña, cascarilla de café y bagazo de caña) el consumo aparece
de nuevo dominado por los derivados del petróleo; básicamente búnker (fuel oil), diésel y
gasolina.
De hecho, los hidrocarburos han mostrado un aumento en su participación desde alrededor
de 60.0 por ciento hasta casi 62 por ciento a lo largo de los últimos veinte años. También
se observa un incremento en el peso relativo de electricidad (de 18.8 por ciento hasta 21.5
por ciento) a costas de la participación de la biomasa desde 19.2 hasta 16.7 por ciento;
proceso relacionado sobre todo con una disminución paulatina en el consumo de leña por la
penetración de energías comerciales como la electricidad, el búnker y el gas licuado.
Sin embargo, la producción y consumo de los residuos vegetales (el bagazo de caña y la
cascarilla de café) se ha triplicado a lo largo de las últimas dos décadas, principalmente por los
procesos térmicos de generación de electricidad a partir del bagazo. La venta de excedentes
generados con biomasa ha implicado el planteamiento de complejos e interesantes temas en
el ámbito tarifario y regulatorio, incluyendo la consideración de aspectos ambientales.
12
El crecimiento de los combustibles se desacelera significativamente durante la década
más reciente, lo mismo que el de electricidad, aunque menos abruptamente: el crecimiento
acumulado por década para los derivados pasó de 61 a 25 por ciento, en contraste con 72
y 34 por ciento para la electricidad. Ambos procesos tienen que ver directamente con la
caída correspondiente en las tasas medias de crecimiento de la actividad económica y de la
población, pero como se verá posteriormente también con la eficiencia y el comportamiento
de los precios; tema en el que la regulación tarifaria (entre otros) ha sido un factor de
relevancia.
En el caso de los derivados, el consumo de gasolina –casi totalmente en el área de
transportes– registra una expansión de 4,6 por ciento anual para toda la serie; bastante
superior al crecimiento de la población. La mayor parte (más del 85 por ciento en forma
sostenida) se consume en el transporte privado mediante automóviles y motos. La expansión
de la flota automotriz particular, superior a un 10 por ciento promedio por año durante la
última década, ha sido un factor determinante de ese rápido aumento. [41]
A partir de mediados de los años ochenta el mercado de este producto se ha abastecido
básicamente mediante la importación directa y su consumo ha llegado a alcanzar casi un 90
por ciento del consumo final de diésel en el transcurso de la última década, comparado con
alrededor de 75 por ciento hace unos veinte años.
En cuanto al diésel, la importación directa ha sido también la modalidad de abastecimiento preponderante desde inicios de los años ochenta. Este combustible es utilizado
mayoritariamente en el transporte de carga y en el transporte público de pasajeros; absorbiendo estos servicios entre un 80 y un 85 por ciento del consumo final total a lo largo del
período de análisis. Mientras tanto, la industria y las actividades agropecuarias han utilizado alrededor de un 6 por ciento y un 10 por ciento del total cada una, en promedio, con el
resto de los sectores (público, servicios y construcción) consumiendo una proporción residual
comparativamente pequeña.
La evolución y crecimiento de la flota vehicular constituye un indicador muy valioso sobre
los determinantes de la demanda de los principales combustibles en el sector transportes. En
total el parque automotor se ha triplicado durante los últimos veinte años, pero desafortunadamente en las estadísticas oficiales hay un quiebre de clasificación en el año 2002 por lo
que resulta difícil observar la serie continua de vehículos de carga; que son los que generan
la mayor parte del consumo de diésel. Sin embargo, en el agregado, se puede observar que
a partir de inicios de los años noventa el consumo creció según tasas de 4,5 por ciento por
año, pero este crecimiento ha disminuido a casi la mitad en los años más recientes.
Finalmente, dentro del grupo de los combustibles más importantes, el búnker (fuel oil) se
aparta del comportamiento de los otros en al menos dos sentidos: por un lado, su producción
y consumo son mucho más parecidos que en los casos de la gasolina o el diésel; por otro,
el consumo se encuentra concentrado en el sector de industria manufacturera y su consumo
tiende a decaer. Históricamente el sector manufacturero combina más fuentes energéticas
para su proceso productivo, por lo que se puede pensar en procesos de sustitución; en adición
a los factores ligados directamente con la desaceleración económica.
13
Vale la pena también hacer una nota sobre el consumo de estos últimos dos combustibles
para la generación térmica. El consumo de búnker y diésel para este fin ha representado, sobre
todo a mediados de la década de los noventa y durante el último quinquenio, una proporción
bastante considerable del total disponible. A partir del año 2006, cuando se empezó a generar
de nuevo en forma significativa con centrales termoeléctricas, el diésel ha promediado un 12
por ciento de la oferta interna de ese combustible mientras que en el caso de búnker esa
proporción ha superado el 20 por ciento en años recientes.
Los costos directos e indirectos de esta situación son elevados y tienen impactos considerables en el mediano y largo plazo, por lo que es importante estudiar las razones para
que esto haya sucedido; tanto desde la perspectiva del sistema de regulación tarifaria como
el correspondiente a la planificación energética nacional e institucional. Tal como se señaló anteriormente en el contexto energético mundial y como se discutirá también de nuevo
más adelante, la generación térmica implica una serie de externalidades o costos externos
sobre el ambiente y la salud que no han sido incorporados en las tarifas; lo cual planta retos
regulatorios importantes. [18]
Por otra parte, el gas licuado de petróleo (GLP) registra el crecimiento más elevado de
todos los hidrocarburos consumidos en el país durante las dos décadas. La tasa promedio
de crecimiento anual del consumo es de casi 8 por ciento, con una desaceleración notable
en el período más reciente; pasando de tasas anuales que superaban el 10 por ciento hasta
apenas 3 o 4 por ciento por año. El incremento en los precios explica gran parte de esta
contracción, en conjunto con la desaceleración económica del sector industrial; uno de los
principales usuarios en el período más reciente.
Finalmente, si se observa la estructura del consumo total según sectores de actividad
económica es claro que en la actualidad el consumo de energías comerciales está determinado
básicamente por el transporte y los derivados del petróleo (58 por ciento del total), con la
industria manufacturera y el consumo residencial en unos distantes segundo y tercer lugar
(16 y 12 por ciento, respectivamente). 1
En las siguientes subsecciones se describe la evolución de la inversión, la producción,
el consumo y los precios de la electricidad. A menos de que se indique en forma explícita,
el período y las fuentes coinciden casi siempre con las cifras disponibles en los Balance
Energéticos y estadísticas de la DSE y de las Cuentas Nacionales del BCCR para el período
1993-2012.
1
Las energías primarias como leña y residuos vegetales siguen siendo importantes y representan un 17
por ciento del consumo energético final total. La leña pondera 32 por ciento del consumo residencial final en
unidades físicas. En la industria, el bagazo de caña junto con la leña y los residuos vegetales llegan a un 46
por ciento del total de energías primarias y secundarias.
14
Capítulo 3
Evolución de la inversión, la
generación, el consumo y las tarifas
eléctricas en Costa Rica
3.1.
Inversión
En unidades físicas, la capacidad instalada total en el sistema eléctrico nacional (SEN)
llega a unos 2.700 Mw; de los cuales un 86 % es de propiedad pública y –desde el punto de
vista de fuentes– un 78 % del total corresponde a energías renovables. Ha crecido a un ritmo
promedio anual de 3,8 % durante la última década, si bien se notan disparidades considerables
tales como un aumento promedio anual de 3 % para hidro y geotérmica comparado con 5.0 %
para térmica, 10.3 % para la cogeneración (con residuos vegetales) y 8.9 % para eólica; aunque
el aporte de estas dos últimas, junto con biogás y solar, muestran niveles y crecimientos
relativamente pequeños o incluso insignificantes. La capacidad instalada por habitante se ha
expandido a razón de 2,4 por ciento por año a lo largo de la última década.
Año
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Hidro Geotérmica
66.8 %
8.4 %
66.5 %
8.4 %
66.5 %
8.4 %
67.4 %
7.9 %
68.8 %
7.6 %
62.3 %
6.8 %
60.4 %
6.6 %
59.6 %
6.4 %
62.0 %
8.2 %
62.4 %
8.0 %
Térmicas Cogeneración
20.4 %
0.9 %
20.2 %
1.2 %
20.2 %
1.2 %
20.1 %
1.1 %
19.4 %
0.9 %
27.1 %
0.8 %
26.4 %
1.6 %
27.8 %
1.5 %
23.1 %
1.5 %
22.5 %
1.5 %
Eólica
3.5 %
3.5 %
3.5 %
3.3 %
3.2 %
2.9 %
4.8 %
4.6 %
5.0 %
5.4 %
Biogás
0.0 %
0.2 %
0.2 %
0.2 %
0.2 %
0.2 %
0.1 %
0.1 %
0.1 %
0.1 %
Cuadro 3.1: Composición de la capacidad instalada en energía eléctrica
15
Solar
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
0.0 %
Actualmente, el ICE posee el 75 % de la capacidad instalada en hidro y 85 % en térmica
y geotérmica, así como una tercera parte del total en eólica. Por otra parte, de los 380 MW
instalados por la empresa privada un 55 % es hidráulico, un 7,8 % geotérmico, 26 % eólico y
10,5 % residuos vegetales; especialmente bagazo de caña.
El Valor Bruto de la Producción del sector público en obras de energía eléctrica a precios constantes(V BPope ), que es por mucho la mayor proporción del total, ha crecido según
tasas de 4,6 por ciento por año a lo largo de las dos décadas 1993–2012; muy parecido al
crecimiento del PIB y levemente inferior al total de la Formación Bruta de Capital (FBC),
pero significativamente superior al crecimiento vegetativo de la población de 1,9 por ciento
por año. A precios corrientes este rubro alcanza un nivel de alrededor de $600 millones por
año en la actualidad.
La Figura 3.1 muestra que en vista de que el VBP de las obras públicas ha crecido en
forma muy parecida al PIB la línea inferior (V BPope /PIB) es bastante plana alrededor de
un valor de 1,1 por ciento. La relación (V BPope /FBC) tendió a disminuir hasta el 2006,
después de lo cual repunta a niveles similares a los de mediados de la década de los noventa;
con excepción de la abrupta caída en el 2011 como consecuencia de una caída en el V BPope
simultánea con un aumento en la FBC a nivel nacional. Por su parte, la relación del V BPope
VBP de las obras del sector público en energía eléctrica
-Precios de 19918.0%
9000.0
VBP/PIB
VBP/FBC
VBP/Población
8000.0
7.0%
7000.0
6.0%
6000.0
5.0%
5000.0
4.0%
4000.0
3.0%
3000.0
2.0%
2000.0
1.0%
1000.0
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
0.0
1993
0.0%
Figura 3.1: VBP de las obras en energía eléctrica del sector público
16
con la población también muestra altibajos similares a la serie anterior, pero tiende a ser
algo más estable hasta el 2006; después de lo cual se comporta en forma muy similar.
Relación entre el VBP de las obras públicas en energía eléctrica y el VBP del sector
-Precios corrientes1.00
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0.00
Figura 3.2: Relación entre el VBP de las obras y el VBP del sector
El comportamiento de la relación entre el V BPope y el VBP del sector energía eléctrica
como un todo, a precios corrientes, exhibe bastante similitud con la relación (V BPope /FBC);
con una tendencia volátil a disminuir hasta 2006 para luego recuperarse con creces en los
años más recientes, de nuevo con excepción del año 2011. Puesto que este es el principal
componente de inversión, en la sección relativa a tarifas se comentará sobre la forma en que
un componente de tanto peso –en promedio un 37 por ciento del VBP para toda la serie y
alrededor de 50 por ciento en la actualidad– se ha incorporado en las tarifas de este sector.
3.2.
Generación y comercio regional de electricidad
Como se señaló en el capítulo inicial, América Latina y en particular Costa Rica tienen
una dotación de recursos hídricos comparativamente alta; lo que explica su desarrollo también
relativamente intenso. En el caso de Costa Rica el desarrollo histórico de este servicio comenzó
relativamente temprano según estándares latinoamericanos – de hecho, a partir de inicios
del Siglo XX San José fue una de las primeras ciudades del subcontinente que contó con
iluminación y con un tranvía para el transporte urbano de pasajeros.
17
En el caso de Costa Rica, a lo largo de las últimas dos o tres décadas la producción
y el consumo de electricidad siguen, en términos generales, una curva exponencial muy
parecida a las correspondientes series del PIB real y el consumo privado; debido a que
se trata fundamentalmente de una demanda derivada de las actividades productivas y del
consumo privado de bienes y servicios. Para las últimas dos décadas se observa un crecimiento
promedio de 4,5 por ciento anual en la producción de energía eléctrica para consumo final,
que ya alcanza cerca de 38.000 TJ, si bien esa tasa cae a 1,8 por ciento desde inicios de
la Gran Recesión en el año 2008; comparado con 4,6 por ciento y 3,4 por ciento para el
PIB. Mientras tanto, como punto de referencia, a lo largo de todo el período la población
(actualmente unas 4.8 millones de personas) ha crecido según tasas de 1,9 por ciento anual.
Generación del sector público según fuentes (TJ)
35,000
Hidro
Geotérmicas
Térmicas
Eólicas
Solar
RV y biogás
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0
Figura 3.3: Generación pública según fuentes
La oferta de energía hidroeléctrica por parte del ICE (junto con otros operadores públicos
de menor escala) ha sido dominante en Costa Rica desde hace más o menos medio siglo, 1
pero como se señaló arriba en años recientes la generación térmica ha implicado de nuevo
gastos significativos (cercanos a los $ 220 millones en 2013) en combustibles fósiles y en el
alquiler y operación de las respectivas plantas; que ahora generan alrededor de un 10 y 15
por ciento del total. (Refiérase a la Figura 3.3) No obstante, muy en contraste con los casos
1
A manera de nota histórica, entre 1950 y 1960 se dio un aumento considerable en la generación térmica
(pública y privada) que llegó a representar entre una cuarta y una tercera parte del parque instalado.[33]
18
de la OECD, China e India antes comentados, en el presente la generación hidro aún aporta
tres cuartas partes del total en Costa Rica.
Por otra parte la geotermia ha aumentado hasta cerca de una séptima parte del total;
con las restantes fuentes renovables aportando apenas entre un 2 y un 3 por ciento de lo
producido en el sector público, lo cual recuerda en forma aproximada las proporciones que
se observan a nivel mundial.
Mientras tanto la generación privada produce con una variedad de tecnologías de generación (hidro, geotérmica, eólica y residuos vegetales) que en la actualidad contribuyen con
alrededor de 22 por ciento del total generado; proporción que ha aumentado desde un 18 por
ciento hace unos cinco años. Como se verá más adelante al discutir el contexto institucional
de la generación de electricidad en Costa Rica, la ley vigente establece un tope de 30 por
ciento al aporte potencial de los cogeneradores.
Para los generadores privados, la estructura de la producción según fuentes es en cierta
forma parecida a la de los operadores públicos ya que en promedio los 8.000 TJ de energía
que producen son generados en casi un 69 por ciento utilizando hidro, con un 12 por ciento
adicional mediante generación geotérmica. Sin embargo, eólica y biomasa han aumentado
rápidamente durante la última década.
Año
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Hidro Geotérmica
69,3 %
13,7 %
71,9 %
13,5 %
75,1 %
12,3 %
68,9 %
11,4 %
68,1 %
10,4 %
65,4 %
10,9 %
62,0 %
9,7 %
Eólica
12,1 %
9,9 %
8,1 %
13,1 %
14,4 %
16,8 %
20,1 %
RV y biogás
4,8 %
4,7 %
4,5 %
6,6 %
7,1 %
7,0 %
8,2 %
Total
100,0 %
100,0 %
100,0 %
100,0 %
100,0 %
100,0 %
100,0 %
Cuadro 3.2: Estructura de la generación del sector privado
Finalmente, durante todo este lapso el comercio regional (M +X)/Q ha sido poco significativo, apenas alcanzando en promedio un 4 por ciento de la producción, si bien ese cociente
muestra bastante volatilidad ya que el rango se encuentra entre 0,1 y 9,9 por ciento. Desde
el año 2006, cuando el ICE empezó de nuevo a generar en forma significativa con centrales
térmicas, el saldo neto ha ido creciendo como proporción desde 3,4 por ciento hasta 8,1 por
ciento; además de mostrar una tendencia a ser negativo –así se observa en cinco de los siete
años. Da la impresión que parte de los faltantes de generación se están saldando al menos parcialmente con la importación neta desde Centroamérica. En relación con la implementación
del SIEPAC la CEPAL señala que
A diciembre de 2012 el proyecto de interconexión eléctrica SIEPAC 2 estaba prácticamente concluido. Cinco países habían cumplido con la finalización de sus respectivos tramos, quedando pendiente una porción de la línea en Costa Rica (en
el segmento de Parrita a Palmar), cuya ejecución se ha pospuesto por problemas
en la obtención del derecho de vía. Se estima que las obras quedarán finalizadas
hasta 2014. [17]
19
3.3.
Consumo
Desde el punto de vista del consumo sectorial, uno de los principales clientes siempre ha
sido el sector residencial, acompañado por el protegido sector manufacturero desde los años
sesenta y setenta; en tanto que en la actualidad el mayor crecimiento lo ha mostrado el sector
de servicios.
Hace apenas dos décadas el aporte residencial al total del consumo llegaba a 46 por
ciento, con el sector industrial alcanzando la mitad de esa proporción. En la actualidad esas
proporciones se acercan a 40 y 20 por ciento, respectivamente, mientras que en ese mismo
lapso el sector servicios aumentó desde 30 % hasta 37 %. El resto de los sectores (agropecuario,
transportes, construcción y otros) en conjunto no sobrepasan un 5 % a través de la serie.
Contribución sectorial al consumo de electricidad
50.0%
45.0%
40.0%
35.0%
30.0%
25.0%
20.0%
15.0%
10.0%
5.0%
Residencial
Servicios
Industrial
Agropecuario
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0.0%
Otros
Figura 3.4: Consumo sectorial de electricidad
Un abordaje de carácter más económico-financiero al tema del consumo sectorial de
energía consiste en referirlo al nivel de actividad económica que lo genera. Para este ejercicio,
el consumo de energía (en unidades físicas - TJ) se utiliza para calcular un coeficiente en
relación con el Valor Bruto de la Producción (VBP) de esa actividad, a precios constantes de
1991. 2 El resultado se puede interpretar como la cantidad de la respectiva fuente energética
2
El VBP es básicamente el valor total de los bienes o servicios típicamente producidos por una determinada
actividad económica en un determinado período de tiempo, con frecuencia un trimestre o un año. También
20
por cada Colón de VBP en esa actividad. Un coeficiente de 0,025, por ejemplo, implica que
en ese año se hizo necesario gastar 0,025 TJ por cada Colón de valor de producción generado
en esa actividad.
Estos indicadores nos dan una idea de la evolución de la intensidad de utilización o bien
de la ponderación de la respectiva fuente de energía dentro del producto neto de cada sector –
en efecto se trata también de indicadores de eficiencia energética. En forma complementaria,
se ha realizado una exploración de la evolución de los precios de las fuentes en cada sector
con el fin de examinar (informalmente) las posibles conexiones con la estructura del consumo
energético. Esto hace posible examinar la evolución de los precios de la electricidad en el
contexto del consumo de fuentes complementarias o sustitutas.
Seguidamente se describe la evolución de estos indicadores para los principales sectores
consumidores de electricidad, los cuales como se verá tienden a mostrar una cierta concentración de fuentes en cada uno de ellos. 3
3.3.1.
Industria
El sector industrial es el sector más diversificado en cuanto a fuentes energéticas, por lo
que su análisis presenta una diversidad de aspectos a considerar. La historia económica del
sector es bastante complicada también, con niveles de actividad muy ligados a la agroindustria y a la transformación primaria hace unos 60 años (incluyendo actividades como el
café, el azúcar, el destace de ganado, los productos lácteos,etc.); aportando en ese entonces
alrededor de un 12 % del PIB.
Durante los años sesenta y setenta, como parte de una política de desarrollo de sustitución de importaciones y amparado al los aranceles proteccionistas, crédito subsidiado y otras
medidas similares, el sector se diversificó para incluir a la industria química y metalmecánica, creciendo rápidamente con tasas anuales de 10 por ciento en promedio y abasteciendo
primordialmente la demanda interna. No obstante nunca logró entrar en las etapas más avanzadas de producción de bienes de capital y su dependencia energética, de materias primas
importadas, del mercado interno y de la protección estatal lo hizo muy susceptible a los efectos adversos de los choques petroleros, la contracción mundial y local, las difíciles situaciones
fiscales y los procesos de desregulación y apertura – las tasas promedio de crecimiento se
redujeron a 3 o 4 por ciento por año.
A fines de los años noventa, con la entrada de fuertes sumas de inversión extranjera
directa, el sector viró hacia el desarrollo de un polo de alta tecnología en zonas francas
y protegidas, diversificando aún más hacia la producción en gran escala de componentes
digitales y electrónicos, equipo médico y otros similares; al mismo tiempo que reorientando
se utiliza el Valor Agregado (VA), que equivale al VBP neto de compras o insumos intermedios, pero para
la descripción de actividades específicas el VBP es en general más fácil y naturalmente separable en sus
componentes de precio y cantidad. En cualquier caso, siempre que no se den grandes cambios tecnológicos,
la evolución de ambas magnitudes es prácticamente equivalente.
3
Técnicamente, si se utilizara una estimación del valor del consumo de la fuente en vez de los TJ se
estarían calculando coeficientes de insumo-producto. Sin embargo este no es el propósito ya que eso implicaría
requerimientos de información más allá de los alcances de este estudio.
21
una parte importante de su mercado hacia el exterior. En esta época alcanzó un aporte
máximo de alrededor de un 25 % del PIB, pero su nuevo amarre a las vicisitudes de los
mercados globales, incluyendo nuevos choques petroleros y contextos recesivos en el ámbito
mundial, significaron que el dinamismo de este sector fuera menor que otros y que su aporte
disminuyera durante la más reciente década a proporciones en el ámbito de 20 por ciento
del PIB. Después de crecer con tasas reales ligeramente superiores al 14 por ciento anual
durante los tres últimos años de los noventa, o de 10 por ciento en la coyuntura expansiva
de 2005-2006, los crecimientos promedio del último quinquenio apenas llegan a 2 por ciento
anual; amén de ser sumamente volátiles con un rango que comprende disminuciones de 4 por
ciento y aumentos de casi 6 por ciento.
El punto de esta ‘breve historia del sector industrial costarricense’ es de nuevo que el
cálculo e interpretación de la dinámica del mercado eléctrico y de los coeficientes de intensidad energética pueden ser muy complicados. No obstante en la siguiente ilustración, que
muestra la evolución de los coeficientes para las energías comerciales con tarifas reguladas,
se observan patrones bastante claros:
Intensidad energética en el sector Industrial
-Principales fuentes comerciales0.012
0.010
Electricidad
Fuel Oil
Diesel
G.L.P.
Coque
0.008
0.006
0.004
0.002
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0.000
Figura 3.5: Intensidad energética del sector industrial
El coeficiente para electricidad muestra una tendencia a contraerse, aumentar coyunturalmente con el establecimiento del polo de alta tecnología y luego empezar a caer de nuevo
hasta el presente; al tiempo que el coeficiente para búnker cae en forma sostenida de forma más acelerada. El coque y sobre todo el GLP muestran una tendencia bastante clara a
22
aumentar; alcanzando en conjunto el equivalente al coeficiente de búnker. También llama la
atención los niveles de intensidad energética, que son comparativamente muy inferiores a los
que muestra, por ejemplo, el sector transportes.
En realidad hace falta más investigación para determinar las causas de estas tendencias,
que por lo demás son bastante claras. Entre las posibilidades deben considerarse, entre
otras, la existencia de economías de escala, la introducción de tecnologías más eficientes y la
implementación de procesos de sustitución; en los que juega un papel importante la dinámica
de los precios relativos, a su vez asociada en forma crucial con los costos de producción de
los proveedores de energía y las políticas tarifarias. En este sentido, la Figura 3.6 muestra la
evolución de los precios de algunas de las principales fuentes comerciales usadas por el sector
industrial, expresados como índices con base unitaria en el primer año de la serie.
Evolución de los indicadores de precios en la industria
19.00
FO
17.00
DO
15.00
P EE
P DO
P FO
P GLP
IPPm
13.00
EE
11.00
9.00
GLP
7.00
IPPm
5.00
3.00
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
-1.00
1993
1.00
Figura 3.6: Precios de las principales fuentes comerciales en el sector industrial
La dinámica de los precios parece asociarse significativamente con la historia de las intensidades energéticas de cada fuente. El precio del diésel (DO) y del búnker (FO) se han
disparado, con tasas que duplican el ritmo de crecimiento del Índice de Precios al por Menor
(IPPm, ahora IPC); mientras que el precio del gas licuado (GLP) muestra un crecimiento
oscilante que converge al nivel del IPPm al final de la serie, o sea que volvió al nivel real
(precio descontando inflación) que tenía hace dos décadas. Por su parte los precios de la
electricidad vendida al sector industrial se mantuvieron creciendo al ritmo del IPPm hasta el
año 2008, después de lo cual se aceleran exponencialmente; probablemente y en gran medida
23
como consecuencia del aumento en los costos de la generación térmica y de los precios de los
derivados que consume; a pesar de la caída coyuntural en el 2009.
3.3.2.
Residencial
Los coeficientes de intensidad energética en el sector residencial –relativos al consumo
privado (Cp )– muestran que la gasolina y la electricidad son los principales componentes del
consumo doméstico de energía. 4 En promedio, el componente de gasolina duplica o triplica
el relativo a la electricidad y sugiere el peso de los transportes y de esa fuente en particular
como rubro muy significativo del gasto.
Las tres fuentes muestran una inflexión alrededor del año 2002, siendo difícil conjeturar
con la información disponible si se trata de un quiebre en la medición de las fuentes (ya
que el Cp crece sobre una curva bastante suave) o bien el inicio de algún tipo de proceso de
mayor eficiencia como los mencionados en el primer capítulo.
Intensidades energéticas en el sector residencial
0.030
0.025
Gasolina
0.020
0.015
EE
0.010
0.005
GLP
EE
G.L.P.
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0.000
Gasolina
Figura 3.7: Intensidad energética en el sector residencial
El coeficiente de electricidad es comparativamente estable, pero muestra una tendencia
levemente decreciente durante el decenio más reciente. El componente Cp del gasto macro4
A manera de verificación, la trayectoria de este coeficiente es muy similar a la de la participación de la
electricidad en el total del consumo privado a precios constantes.
24
económico creció según tasas de 3,9 % durante el período 1993-2008 y (sorprendentemente)
apenas muestra una leve desaceleración a tasas anuales promedio de 3,7 % durante el último
quinquenio de recesión económica. El consumo residencial de electricidad creció según tasas
anuales promedio 4,2 por ciento hasta 2008, para luego desacelerarse significativamente a
tasas de tan sólo 0,9 por ciento anual; menores, como se recordará, que el crecimiento demográfico. Algo parecido sucede con el GLP de consumo residencial, que no obstante un
crecimiento acelerado de 5,7 por ciento anual decae a tasas de tan sólo la mitad de ese
aumento en los años más recientes.
Reiterando lo dicho arriba, en el caso de electricidad (EE) se observa claramente una
tendencia a la desaceleración en las tasas de crecimiento, lo cual llama la atención en vista
de la supuesta naturaleza de ‘bien superior’ de este servicio; lo que llevaría a esperar más bien
coeficientes estables o crecientes. Sin embargo, el efecto precio puede haber sido dominante
en años recientes, como lo muestra la siguiente ilustración.
Evolución de los indicadores de precios en el sector residencial
15.00
Gasolina regular
13.00
P EE
P GR
P GS
P GLP
Gasolina súper
IPPm
11.00
EE
9.00
GLP
7.00
IPPm
5.00
3.00
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
-1.00
1993
1.00
Figura 3.8: Precios de las principales fuentes comerciales en el sector residencial
A manera de referencia, sin dejar de considerar los múltiplos condicionantes que tiene
este tipo de ejercicio, el consumo residencial anual de electricidad en Costa Rica (promedio
durante los últimos cuatro años) se ha ubicado en los alrededores de 2.600 Kwh. Para el año
2010, de acuerdo con datos del Consejo Mundial de Energía, un 80 por ciento de la población
mundial ya contaba con acceso a la electricidad, consumiendo un promedio de 3.471 Kwh
anuales por hogar pero con variaciones muy grandes: desde India con 900 Kwh y China con
25
1.300 Kwh por hogar, pasando por Italia con 2.777 Kwh y Alemania con 3.512 Kwh, hasta
los consumidores intensivos como Canadá y los EE.UU. que alcanzan consumos de 11.700
Kwh por año. [45]
En contraste, la gasolina aparece como un componente energético más ligado a la evolución del ingreso y el consumo real de los hogares. Sus tasas de crecimiento anual promedio
disminuyen de 5,7 a tan sólo 3,5 por ciento para los subperíodos comentados, porcentajes similares o incluso superiores a los del consumo y del PIB; lo cual es aún más notable
considerando el aumento real en los precios de este combustible a partir de 2009.
Es interesante además observar lo que aparenta ser una política de subsidios al sector
residencial en vista de que la gasolina no aumenta tanto como lo hacen el diésel y el búnker
para el sector industrial; lo mismo que para la electricidad, a pesar de que el precio de esta
última casi se duplica en el último quinquenio. Sobre este tema y su relación con los costos
y los precios regulados se volverá más adelante.
3.3.3.
Comercio y Servicios
En este caso se trata en realidad de un macrosector que incluye comercio, restaurantes,
hoteles, servicios comunales, servicios personales y a las empresas, salud, enseñanza, gobierno, intermediarios financieros y actividad inmobiliaria; lo que en términos aproximados
corresponde a la tradicional categoría de ‘General’ en las estadísticas de ventas de energía
eléctrica.
Intensidad energética en el sector servicios
0.008
0.007
0.006
0.005
EE
DO
G.L.P.
0.004
0.003
0.002
0.001
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
0.000
Figura 3.9: Intensidades energéticas en el sector servicios
26
Durante el período de análisis el coeficiente correspondiente a energía eléctrica pasó de
0,0063 a 0,0079, aumentando casi 25 por ciento en forma sostenida durante casi todo el
intervalo. Esta característica acompañó al cambio en el estilo de desarrollo del país, que
mediante las políticas de apertura financiera, comercial y de desarrollo turístico favoreció la
expansión acelerada de estos servicios, usuarios intensivos de esta fuente. Las compras de
electricidad de estos sectores aumentaron en un 5,4 % anual en comparación con un 4 por
ciento de aumento medio en su VBP conjunto, en contraste con los casos de los sectores
industrial y residencial.
Para el diésel y el GLP se observa un nivel comparativamente marginal y de nuevo un
cambio en el comportamiento de los coeficientes, que empiezan a disminuir en los alrededores
del año 2002. El correspondiente al diésel disminuye en forma continua a partir del año 2001,
mientras que el del GLP se comporta en forma análoga desde el año 2003.
Evolución de los indicadores de precios en el sector servicios
17.00
15.00
13.00
11.00
P DO
P GLP
IPPm
P EE
9.00
7.00
5.00
3.00
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
-1.00
1993
1.00
Figura 3.10: Indicadores de la evolución de los precios en el sector servicios
La evolución de los precios de estas tres fuentes no es nada nuevo a la luz de lo comentado
para los sectores industrial y residencial, salvo por el aumento más lento para la electricidad;
lo cual sugiere a continuación llevar a cabo una comparación de la dinámica de los precios
por sector.
27
3.3.4.
Dinámica de los precios sectoriales
Como se trata de un sólo bien es factible ahora comparar directamente los niveles absolutos de los precios por KWh, en vez de los respectivos índices. El siguiente gráfico muestra
la dinámica de los precios sectoriales durante la década más reciente.
Evolución de los precios sectoriales de la electricidad en C/Kwh
110.00
100.00
P EE serv
P EE res
P EE ind
90.00
80.00
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
20.00
Figura 3.11: Evolución de los precios sectoriales de la electricidad
Se observa un precio consistentemente menor para los sectores industrial y residencial en
comparación con el correspondiente al sector servicios; si bien ese margen tiende a disminuir
en forma bastante consistente desde un 30 por ciento hasta aproximadamente un 20 por
ciento en los últimos años.
También vale la pena señalar que el sector industrial no es homogéneo en su tratamiento
tarifario ya que se compone de tres segmentos: industrial menor, grandes industrias y grandes
industrias de alta tensión (Intel, Holcim, Alunasa y Cemex).
En la Figura 3.12, en la siguiente página, queda claro que las tendencias –aunque no los
niveles– son similares para el industrial menor y las grandes industrias (se incluyó también
el sector residencial para fines de comparación).
28
Evolución de los precios en el sector industrial (C/Kwh)
100.00
Ind. Menor
Grandes Ind.
Alta tensión
Residencial
90.00
80.00
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
20.00
Figura 3.12: Evolución de los precios en el sector industrial
De hecho, estos tres precios se triplican a partir de 2004; mientras que para las industrias
de alta tensión el incremento alcanza un factor de apenas 1,74. Éste último precio equivale
a unas dos terceras partes del correspondiente a industrial menor hasta el año 2011, a partir
del cual decae hasta menos de la mitad.
Para ayudar a ubicar la importancia e impacto de esta segmentación dentro del sector
industrial, en el siguiente cuadro se especifican los aportes de mercado de cada segmento;
en términos del porcentaje del total de Mwh vendidos a este sector por parte de todas las
empresas distribuidoras, que ha rondado un promedio de 2.120.000 Mwh por año.
Año
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Industrial menor Grandes industrias
64.0 %
21.7 %
59.5 %
26.5 %
62.2 %
23.5 %
62.8 %
23.9 %
55.4 %
30.3 %
55.6 %
29.7 %
54.5 %
31.8 %
Alta tensión
14.2 %
14.0 %
14.3 %
13.3 %
14.2 %
14.6 %
13.8 %
Cuadro 3.3: Estructura de las ventas de electricidad industrial
29
Finalmente, antes de terminar esta discusión es importante concluir esta sección sobre
el consumo de electricidad ubicando la importancia de la energía, particularmente de la
electricidad, en las finanzas de las familias y de los negocios. 5
Hasta ahora, con la información disponible se ilustró la intensidad de uso en unidades
físicas por Colón de producción o consumo; pero no es muy difícil estimar estas relaciones,
al menos en forma aproximada, utilizando la información sobre ventas de cada una de las
fuentes. En este caso se calcularon los coeficientes del valor del gasto de cada fuente como
porcentaje del consumo privado, en el caso de los hogares, o bien como porcentaje del VBP
de los sectores industrial y servicios. Seguidamente se muestra el valor promedio de estos
coeficientes para la década 2004-2013.
Fuente
Consumo privado VBP industria
Electricidad
1,7 %
1,2 %
Gasolina
4,8 %
Búnker
0,4 %
Diésel
0,5 %
GLP
0,3 %
0,3 %
Total
6,8 %
2,4 %
VBP servicios
1,6 %
0,1 %
0,1 %
1,8 %
Cuadro 3.4: Gasto en energía como fracción del total
El cuadro muestra que para el sector residencial la factura energética total es la más
importante y llega a aproximadamente un 6,8 por ciento del consumo, mientras que para la
industria manufacturera y los servicios es apenas de 2,4 y 1,8 por ciento en promedio. 6 La
gasolina representa un 70 por ciento y la electricidad un 25 por ciento del valor del gasto
energético de los hogares, mientras que la electricidad es más importante en la industria
(50 %) y sobre todo en los servicios (90 %).
Sin embargo, es importante señalar que el peso de la electricidad ha aumentado significativamente para los sectores productivos a partir de la crisis económica del 2008, pasando
de 44 a 56 por ciento del gasto energético en el sector industria y de 86 a 94 por ciento en lo
referente al sector servicios. Por otra parte, como se señaló antes, el sector industrial no es
homogéneo y el peso de la electricidad es mucho mayor en las actividades intensivas como
algunas grandes industrias y el sector de alta tensión.
La siguiente subsección se dedicará a analizar la evolución de algunos costos de producción
y su relación con las tarifas.
5
Recuérdese que se trata únicamente de las fuentes comerciales más importantes. Como se señaló antes,
la leña es importante tanto para el sector residencial como para el industrial; así como la biomasa para éste
último.
6
Como punto de referencia, en el IPC (con base junio de 2006) la gasolina tiene una ponderación de
5,81 por ciento y la electricidad una ponderación de 3,37 por ciento. En los EE.UU., para el año 2012, el
porcentaje del ingreso familiar dedicado a electricidad, gas natural, otros combustibles fósiles excluyendo
gasolina, leña y carbón llegó en promedio a 2,7 por ciento. [26]
30
3.3.5.
Una primera aproximación a la determinación de los costos
En las secciones precedentes se ha hecho referencia a las tarifas eléctricas y su impacto
en algunos de los principales sectores consumidores. Es interesante empezar a preguntarse,
desde una perspectiva general, cuáles son los principales determinantes de los costos y su
eventual efecto sobre las tarifa eléctricas.
Parece razonable postular que en efecto existe un determinado conjunto de costos que
son determinantes para las tarifas, en cuyo caso un ejercicio interesante consiste en cotejar
la evolución de esas tarifas con algunos de esos indicadores de costos; incluyendo por ejemplo salarios, combustibles, costos financieros y otros similares. Esto constituye una primera
aproximación que ayuda a situar el tema de los ajustes tarifarios.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de algunos de estos indicadores de costos
relacionados con la producción de energía eléctrica, cuya definición se lista a continuación.
Precio del diésel en C/litro.
Precio del búnker en C/litro.
Índice de Precios al Consumidor, base junio de 2006 = 100.
Tipo de cambio promedio anual usado en la Cuentas Nacionales.
Índice de Salarios Mínimos en energía eléctrica; base 1984 = 100.
Tasa activa SFN - tasa activa promedio del SFN en moneda nacional; porcentaje.
Índice Implícito de las Importaciones de bienes en Colones; Cuentas Nacionales.
Precio del Kwh promedio de la electricidad en Colones.
Indicador
1993-2013 2006-2013
Precio del diésel
14.7 %
9.1 %
Precio del búnker
15.3 %
11.1 %
Índice de precios al Consumidor
10.8 %
7.2 %
Tipo de Cambio SCN
6.5 %
-0.3 %
Índice de Salarios Mínimos
12.0 %
9.0 %
Tasa activa SFN
-3.0 %
-3.8 %
Índice de precios de las importaciones
9.1 %
2.3 %
Precio del Kwh promedio
12.6 %
12.4 %
Cuadro 3.5: Evolución de indicadores de costos para la electricidad
El crecimiento de los rubros arriba descritos se separó en dos períodos para evitar el
empalme del IPC antes del 2006 y para observar el posible quiebre en el comportamiento
debido al inicio de la más reciente etapa de generación térmica de importancia. Cabe señalar
que obviamente, varios de estos indicadores están correlacionados y reiteran la dinámica de
31
los otros: por ejemplo, el efecto del tipo de cambio está immplícito en el IPC o bien en el
nivel de las tasas de interés. Pero es precisamente por ello que los resultados sugieren algunos
temas importantes.
El Cuadro 3.5 en la página anterior muestra que la tarifa eléctrica promedio parece estar
‘superindizada’ en el sentido de que ha aumentado más rápidamente que cualquiera de estos
componentes o factores de influencia, con excepción del diésel y el búnker que apenas la
superan a lo largo del período de dos décadas. Sin embargo, como se ha señalado antes, en
ese período la generación térmica ha sido minoritaria comparada con hidro o geotérmica;
aún durante los años más recientes. Además, en todo caso, los combustibles son sólo un
componente entre varios y su incremento no tiene porqué definir el aumento global de las
tarifas.
Pero lo que más llama la atención es que durante el período más reciente el incremento
anual promedio en las tarifas equipara el del período largo de dos décadas, mientras que los
indicadores de costos se desaceleran sin excepción durante el lapso más reciente 2006-2013;
incluyendo los combustibles.
Si se analiza únicamente el período 2009-2013, para evitar los aumentos atípicos del
2008, el aumento promedio anual de las tarifas eléctricas llega a 6,6 por ciento y el de los
combustibles se sigue situando en un nivel alto de alrededor de 10 por ciento. Pero el IPC
crece 5,1 %, el TDC decrece 3,4 %, la tasa activa decrece 5,3 % y el índice implícito de las
importaciones también decrece 1,1 %. En este contexto destaca el Índice de Salarios Mínimos
para el sector eléctrico puesto que aumenta en 6,9 por ciento, por encima de cualquier otro
componente de costos y del aumento promedio en las tarifas.
En lo que sigue valdrá la pena examinar con detalle la estructura de las tarifas eléctricas
y los mecanismos y metodologías de fijación que se han utilizado durante este período;
especialmente el antes mencionado procedimiento para el traslado de costos de la inversión
a la tarifas. Pero antes de empezar, es importante también describir brevemente el marco
político e institucional en que se desenvuelve la regulación tarifaria en Costa Rica.
32
Capítulo 4
Contexto institucional, legal y
estructura de mercado
El ecosistema político e institucional de la regulación es determinante para su efectividad.
Éste establece las reglas y parámetros que permiten o impiden una regulación oportuna y
de calidad en el ámbito de esos servicios.
En las siguientes secciones se describen los elementos de ese contexto, haciendo mención
únicamente las leyes e instituciones que tiene relación directa con el quehacer regulatorio en
el área de la energía eléctrica. Puesto que se trata de un capítulo descriptivo, en aras de no
‘reinventar la bicicleta’ se ha recurrido extensamente a las citas textuales y a la transcripción
directa de una variedad de fuentes de información; haciendo desde luego la referencia para
uso del lector interesado.
4.1.
Marco legal e institucional
En relación con la legislación vigente se exponen los principales objetivos y artículos que
tienen relación muy cercana con las tarifas eléctricas en sus distintas modalidades. En el caso
de la ley de la ARESEP, dada su importancia para todos los temas aquí tratados, se hace una
citación más extensa de los artículos relevantes. En contraste con otros sectores regulados,
como por ejemplo el sector transporte remunerado de personas, el andamiaje institucional y
normativo tiende a ser más complejo y a la vez más formal; con una división de funciones
más claramente establecida aunque siempre con algunas ‘áreas grises’.
En forma similar, en lo tocante a las instituciones también se ha hecho un esfuerzo por
circunscribirse a las que tienen una relación específica, así como a describir únicamente los
objetivos generales y aspectos organizacionales que más pueden afectar el ambiente de la
regulación tarifaria. Por su importancia para la electricidad y la necesaria visión de largo
plazo en relación con este sector el tema de la planificación energética se ha expuesto en una
subsección aparte; lo cual además permite ir amarrando los capítulos introductorios con los
temas más específicos de las metodologías tarifarias.
33
Con el objetivo de optimizar el espacio, en la subsección relativa a las leyes partes enteras
de citas o artículos extensos se han omitido, por lo que el lector interesado en conocer las
leyes en su totalidad puede buscar en las citas correspondientes. También se ha recurrido a
enfatizar ciertas partes del texto que se han considerado especialmente importantes para la
temática de este estudio; advirtiendo que dicho énfasis no pertenece al texto original.
4.1.1.
Instituciones
Las instituciones públicas más directamente ligadas con la regulación, la planificación, la
generación, la transmisión y distribución de energía eléctrica en Costa Rica son la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), el Ministerio de Ambiente y Energía, el Ministerio de Planificación y Política Económica (MIDEPLAN), la Defensoría de los Habitantes
(Defensoría), el Ministerio de Economía y Comercio (MEIC) y desde luego los productores;
que se subdividen en públicos y privados de acuerdo con el régimen legal que los ampara.
Éstos se describirán en la sección relativa a estructura de mercado.
El sector de productores públicos tiene una serie de organizaciones de diferente naturaleza
y alcance, incluyendo organizaciones sindicales y empresas periféricas que brindan una diversidad de servicios a los principales proveedores; mientras que los generadores privados están
agrupados en una sola instancia. Los usuarios cuentan con al menos dos organizaciones formales de carácter privado, pero también se organizan en cámaras de usuarios empresariales
como la UCCAEP.
La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) es la institución pública
costarricense encargada de regular la prestación de los servicios públicos de agua y saneamiento ambiental, energía eléctrica y combustibles y transporte terrestre, marítimo y aéreo.
Sus funciones principales son la fijación de precios y tarifas, y velar por el cumplimiento de las
normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima.
[3]
MISIÓN: Que los servicios públicos regulados se presten en condiciones óptimas de acceso,
costo, calidad y variedad para los usuarios.
VISIÓN: Ser una Autoridad Reguladora
Comprometida con los usuarios de los servicios.
Independiente en la toma de sus decisiones.
Innovadora y especializada en las materias de su competencia.
Con un equipo de trabajo competente, motivado y comprometido con los objetivos
institucionales.
De alta credibilidad en la sociedad costarricense y ante la comunidad internacional.
34
Los objetivos fundamentales son:
Procurar el equilibrio entre las necesidades de los usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos.
Asegurar que los servicios públicos se brinden bajo el principio de servicio al costo
(incluye los costos necesarios para prestar el servicio, permitan una retribución competitiva y garanticen el desarrollo adecuado de la actividad).
Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad, cantidad, oportunidad,
continuidad y confiabilidad necesarios para prestar, en forma óptima, los servicios
públicos.
Coadyuvar en la protección del ambiente.
Su historia comprende tres períodos fundamentales o fases de crecimiento. Durante los
años 1991-1996 se desarrolló un nuevo concepto de regulación que logró concretarse en la ley
7593 que transformó al SNE en la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos de Costa
Rica (ARESEP). Entre 1997 y 2000 La ARESEP enfrentó el desafío de consolidar el sistema
regulatorio en el país, mejorar su estructura organizativa para reglar los servicios de energía,
concesión de obra pública, telecomunicaciones, agua, saneamiento ambiental, combustibles
y transportes.
Durante la etapa más reciente, desde 2000, la Autoridad Reguladora obtuvo una amplia
experiencia en la regulación de los servicios públicos. Dirigió sus esfuerzos en la mejora de
aspectos metodológicos, evaluación de la calidad y la protección del ambiente, en aras de
fomentar la sostenibilidad de los recursos naturales. En su etapa de madurez, la ARESEP
enfrenta la necesidad de fomentar la participación ciudadana y de perfilarse como una institución que promueva la participación comunitaria en la resolución de situaciones locales y
del ámbito nacional.
Ministerio del Ambiente y Energía
Con la fundación del Servicio Meteorológico Nacional, hoy denominado Instituto, en el
año 1888 se inicia históricamente la génesis de las dependencias que conforman el actual
Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET). [40]
A mediados del siglo XX se crea la Dirección de Geología, Minas y Petróleo. En 1980 se
crea el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y dos años después, por reestructuración del
Poder Ejecutivo, se crea el Ministerio de Industrias, Energía y Minas (MIEM). En 1988, vía
norma presupuestaria el MIEM se transforma en Ministerio de Recursos Naturales, Energía
y Minas (MIRENEM), incorporándose competencias en materia de bosques, flora y fauna
silvestre, áreas silvestres protegidas y meteorología. El área de Industrias se traslada al
Ministerio de Economía y Comercio.
En 1995 se restructura el MIRENEM, con el aval correspondiente de MIDEPLAN y del
Tribunal del Servicio Civil. Ese mismo año, mediante la Ley Orgánica del Ambiente No.
35
7554, se le asignan nuevas competencias en materia ambiental denominándose en adelante,
Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE). Aparecen así el Consejo Nacional Ambiental,
la Secretaría Técnica Nacional Ambiental, el Contralor Ambiental, el Tribunal Ambiental
Administrativo, y los Consejos Regionales Ambientales. Además, paulatinamente se le han
sumado otros ámbitos de competencia en materia de recursos hídricos, hidrocarburos, género,
educación ambiental, participación ciudadana, biodiversidad, humedales, cambio climático,
implementación conjunta, conservación y uso racional de la energía, y calidad ambiental, en
acatamiento de mandatos establecidos en diversas normativas jurídicas vigentes.
El MINAE, es un ente organizativamente complejo al estar conformado por distintos
órganos desconcentrados y otros adscritos. La Administración 2006–2010 propuso la transformación del MINAE en el Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, cuya
creación se concretó con la aprobación de la Ley General de Telecomunicaciones en junio
del 2010. Dos años después, en junio del 2012, la Administración 2010–2014 anunció que el
sector telecomunicaciones sería reubicado y traspasado al Ministerio de Ciencia y Teconlogía.
A partir del 1 de febrero del 2013 el ministerio pasó a llamarse Ministerio de Ambiente
y Energía (MINAE). Entre las instituciones adscritas relacionadas con energía eléctrica y
transportes se encuentran la Dirección Sectorial de Energía, la Dirección de Cambio Climático
y la Dirección de Gestión de Calidad Ambiental. La Dirección Sectorial de Energía está a
cargo de la planificación energética, la cual se describirá con mayor detalle en la subsección
4.1.3.
Ministerio de Economía, Industria y Comercio
En relación tanto con los servicios de suministro de electricidad como con el transporte
de personas por autobús, el MEIC tiene dos papeles fundamentales; uno como defensor
de los derechos del consumidor y otro como promotor de la competencia. Las instancias
especializadas en estos temas son la Dirección de Apoyo al Consumidor y la Comisión para
Promover la Competencia.
Dirección de de Apoyo al Consumidor
Su objetivo es promover y tutelar los principios, criterios, obligaciones y derechos que
configuran la defensa de los consumidores para fomentar una mayor justicia, libertad, transparencia y trato equitativo para con los consumidores en equilibrio con los derechos del
comerciante. [38]
MISIÓN: Promover y tutelar los principios, criterios, obligaciones y derechos que configuran la defensa de los consumidores para fomentar una mayor justicia, libertad, transparencia
y trato equitativo para con los consumidores en equilibrio con los derechos del comerciante.
VISIÓN: La Dirección de Apoyo al Consumidor se visualiza como un área del Ministerio
de Economía, Industria y Comercio impulsada por los principios de transparencia, eficiencia
y eficacia, capaz de brindar servicios oportunos, prácticos y actualizados en información,
educación, organización y tutuela de los derechos y obligaciones de los consumidor, promoviendo un cambio cultural tanto del consumidor como del comerciante, con el fin de lograr
un equilibrio entre ambos sectores y su entorno social.
36
Áreas de Trabajo:
1. Transparencias de mercados: monitoreo de precios y verificación de mercados
2. Educación al Consumidor
3. Organizaciones de consumidores
4. Información y orientación
5. Atención de quejas y denuncias
Comisión para Promover la Competencia
La Comisión para Promover la Competencia (COPROCOM) es una órgano de desconcentración máxima adscrito al Ministerio de Economía, Industria y Comercio, cuyo propósito
fundamental es cumplir los preceptos de la Ley de Promoción de la Competencia y Defensa
Efectiva del Consumidor No 7472, mediante la tutela y la promoción del proceso de competencia y libre concurrencia, investigando y sancionando las prácticas monopolísticas y otras
restricciones al funcionamiento eficiente del mercado. [19]
MISIÓN: Propiciar y apoyar el desarrollo económico y social del país, a través de una
sana política de competencia que facilite un adecuado y eficiente funcionamiento del mercado,
la remoción de obstáculos innecesarios a la actividad productiva y el impulso de la actividad
empresarial, dentro de un marco jurídico que permita el accionar y respeto de los intereses
legítimos de los diversos agentes económicos.
VISIÓN: Ser un órgano que tutele y promueva el proceso de competencia y libre concurrencia de una manera efectiva, así como una instancia de consulta en la materia para los
demás entes de la Administración.
Una de las tareas más importantes de COPROCOM es la de difundir los alcances de la
legislación de competencia. Si bien, ya existe una ley sobre la materia, no existe todavía una
cultura de competencia en el país, pero sobre todo una clara conciencia de los beneficios que
ésta puede generar a los diversos agentes económicos. La labor educativa que ha desarrollado
COPROCOM, no sólo se ha centrado en el sector privado, sino que también ha incluido
al sector público, ya que en algunos casos, es el mismo Estado quien más limita la libre
concurrencia y competencia en el mercado.
Por otra parte, con el propósito de prevenir la realización de prácticas o concentraciones
anticompetitivas, COPROCOM tiene la facultad de emitir opinión en materia de competencia y libre concurrencia, respecto de leyes, reglamentos, acuerdos, circulares y demás actos
administrativos. También está facultada para atender las consultas que formulan los agentes
económicos; y establecer los mecanismos de coordinación con otras instancias del Estado
para sancionar y prevenir prácticas monopolísticas, monopolios, carteles, concentraciones u
otras prácticas ilícitas.
37
Ministerio de Planificación y Política Económica
MIDEPLAN se constituye en órgano asesor y de apoyo técnico de la Presidencia de la
República y es la instancia encargada de formular, coordinar, dar seguimiento y evaluar las
estrategias y prioridades del Gobierno; es decir, define la visión y metas de mediano y largo
plazo que inspiran el accionar del Poder Ejecutivo. [39]
El país da sus primeros pasos hacia el proceso de planificación nacional en el año 1963,
cuando a través de la Ley No. 3087 crea la Oficina de Planificación (OFIPLAN) como una
dependencia directa de la Presidencia de la República, encargada de coordinar la acción
planificadora del Estado, la preparación e impulso de políticas y la definición de acciones en
procura de una mayor eficiencia en los servicios prestados por la Administración Pública,
con el objetivo de orientar el desarrollo nacional.
Conforme OFIPLAN se posicionó en la estructura institucional del país y se fortalecieron
sus capacidades de coordinación y definición de políticas estratégicas, también se vio la necesidad de ampliar sus competencias y ámbitos de acción, por lo que diez años más tarde se
emite, en 1974, la ley No. 5525 Ley de Planificación Nacional, ley que se encuentra vigente
y cobija las principales funciones y competencias de la institución. Ocho años después se
convierte a OFIPLAN en Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica (MIDEPLAN), mediante Art. 2 de la Ley No 6812 de Reestructuración del Poder Ejecutivo del 14
de setiembre de 1982.
La Ley de la Administración Financiera de la República y Presupuestos Públicos, No
8131 de 18 de setiembre de 2001, establece un tratamiento legal sobre la sujeción al Plan
Nacional de Desarrollo, en el tanto el Plan constituye el marco global que orienta los planes
operativos institucionales y a su vez, éstos determinan los presupuestos públicos.
MIDEPLAN es miembro de importantes órganos colegiados, que definen políticas públicas
sobre presupuestos públicos (Autoridad Presupuestaria, Ley No 8131 de 18 de setiembre de
2001) y sobre inversiones públicas (Consejo Nacional de Financiamiento Interno, Externo
y de Inversión –CONAFIN–, Decreto Ejecutivo No 31675-H-MIDEPLAN de 1 de marzo de
2004), entre otros.
El Área de Inversiones es la instancia de MIDEPLAN encargada de facilitar la coordinación y promoción de los procesos relacionados con la planificación, programación, ejecución
y seguimiento de los proyectos de inversión pública en Costa Rica, que las instituciones y
entidades del sector público requieren impulsar para promover el desarrollo integral del país.
Sus funciones consisten en:
Generar las capacidades y esfuerzos necesarios para orientar, a través del Sistema
Nacional de Inversiones Públicas (SNIP), las actividades que permitan contar, en el
futuro, con la infraestructura pública adecuada.
Establecer las políticas, normas, instrucciones, procedimientos, metodologías en materia de proyectos de preinversión e inversiones públicas que requieren las instituciones.
38
Elaborar el Plan Nacional de Inversión Pública (PNIP), instrumento que permite operacionalizar a través de proyectos de inversión las acciones estratégicas del Plan Nacional
de Desarrollo.
Es importante destacar que, como se señalará en la respectiva sección sobre normativa,
en el Artículo 45 de la ley de la Autoridad Reguladora se establece que ‘La Junta Directiva,
el regulador general, el regulador general adjunto y los miembros de la Sutel, ejercerán sus
funciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo establecido en
el Plan Nacional de Desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las
políticas sectoriales correspondientes.’
La Defensoría de los Habitantes
La Defensoría de los Habitantes es una Institución Pública que protege los derechos
e intereses de todas las personas que habitan en Costa Rica. Vela también por el buen
funcionamiento de los servicios del sector público. [25]
En el mes de noviembre de 1992 la Ley No. 7319 del Defensor de los Habitantes de la
República fue aprobada por la Asamblea Legislativa y publicada en la Gaceta No. 287 del 10
de diciembre de 1992, con vigencia a partir del 10 de marzo de 1993. Reformada mediante
la Ley No. 7423 del 18 de julio de 1994, se sustituyó la palabra ‘Defensor’ por ‘Defensoría’,
tanto en el título como en algunos de los artículos. La Defensoría de los Habitantes abrió sus
puertas el 1 de octubre de 1993.
La Defensoría de los Habitantes es un órgano contralor que forma parte del Poder Legislativo. El fin de esta institución es el de velar porque la actividad del sector público se
ajuste al ordenamiento jurídico y la moral, de forma tal que los derechos e intereses de los
habitantes siempre estén protegidos.
MISIÓN: Proteger a las habitantes y los habitantes frente a las acciones y omisiones del
Sector Público, mediante un control de legalidad, justicia y ética por medio de la prevención,
defensa, promoción y divulgación de sus derechos e intereses.
VISIÓN: Seremos una institución dinámica y fortalecida; accesible y regionalizada, con
legitimidad e incidencia en todo el país; eficiente en la utilización de las herramientas del
ordenamiento jurídico; innovadora de sus estrategias de intervención para que sean acordes
a la realidad nacional; contribuyendo así al mejoramiento de la gestión del sector público y
a la calidad de vida de las habitantes y los habitantes.
39
Organizaciones de los productores de electricidad
ACOPE
La Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) es una asociación sin
fines de lucro fundada en 1990 por un grupo de costarricenses interesados en el campo de
la energía renovable. [9] Actualmente, agrupa a la mayor parte de generadores privados
con contrato bajo el esquema de la Ley 7200 y sus reformas, así como otros productores
eléctricos que generan para exportación y para autoconsumo. La Asociación también cuenta
con un esquema de membresía afiliada que incluye a desarrolladores de proyectos, consultores,
constructores, proveedores de equipo y entidades financieras interesadas en el sector.
Los objetivos y fines de la Asociación se resumen en dos de los artículos de sus estatutos:
“TERCERO: El objeto de la Asociación será el fomento de la capacidad del país para
producir energía en especial eléctrica, así como la protección y defensa de la generación eléctrica, de sus industrias conexas, de los intereses de sus asociados y el armonioso desarrollo
económico, ambiental y social del país; y al efecto procurará canalizar la información técnica
y organizativa necesaria, la transferencia de tecnología, la investigación científica y tecnológica así como el financiamiento y mejoramiento de los fundamentos jurídicos que apoyen la
producción de energía en Costa Rica.”
“QUINTO: Para la consecución de sus fines la Asociación tendrá las siguientes actividades:
Revisar y promover la actualización de las leyes que ordenan la producción de energía en
Costa Rica, mantener contactos permanentes con las autoridades nacionales y los organismos
internacionales que intervienen en la producción de energía.
Velar y procurar por todos los medios a su alcance la transferencia de tecnología en el
sector energético.”
A nivel sectorial, gremial e institucional ACOPE forma parte de: la Unión de Cámaras
(UCCAEP) y la Comisión del Sector Energía Vulnerabilidad y Desastres (SEVYD). También
es miembro fundador de FERCCA (Federación de Energía Renovable de Centroamérica y el
Caribe). Básicamente es una organización especializada que promueve la generación eléctrica
con recursos renovables y defiende los intereses de sus agremiados.
COOPERATIVAS
Ante la necesidad de electrificar las zonas rurales con la expectativa de estimular el
desarrollo económico y social de la vida rural y en general contribuir a alcanzar más altos
niveles de vida dentro de su área de servicio, nace en 1964 la idea de crear en Costa Rica
cooperativas de electrificación, las que se definen como entidades que brindan el servicio
eléctrico sin fines de lucro a sus asociados, quienes son los dueños de las mismas. [22]
En Costa Rica existen cuatro Cooperativas de Electrificación Rural: COOPELESCA R.L,
COOPESANTOS R.L, COOPEGUANACASTE R.L, COOPEALFARORUIZ R.L; las cuales
formaron el 26 de junio de 1989, una nueva cooperativa, el Consorcio Nacional de Empresas
de Electrificación de Costa Rica R.L (CONELÉCTRICAS R.L); cuyos objetivos son:
40
La representación y defensa conjunta.
La producción de energía.
Adquisición de bienes y servicios en forma conjunta
Transferencia de tecnología.
MISIÓN: Fortalecer a sus asociadas promoviendo y ejecutando proyectos de generación
eléctrica y otros servicios relacionados con el sector, contribuyendo con el desarrollo de estas
distribuidoras eléctricas y a la protección del ambiente, en concordancia con sus valores.
PROPÓSITO ESTRATÉGICO: Lograr una capacidad generadora de hasta 150 MW en
un plazo de 10 años, a través del desarrollo de proyectos de generación eléctrica de fuentes
renovables, que contribuyan con el abastecimiento del consumo de cada Cooperativa, la
demanda del país y las oportunidades del mercado.
Organizaciones sindicales
Las organizaciones sindicales tienden a tener posiciones muy cerradas en contra de cualquier proceso de apertura del ICE, ya sea como productor de energía o proveedor en el área
de las telecomunicaciones. Desde hace un par de décadas se han opuesto a la generación privada y a la apertura de las telecomunicaciones; posiciones que defendieron vehementemente
durante las discusiones sobre el TLC con EE.UU. durante el 2007. Seguidamente se listan
algunas de estas organizaciones.
ASDEICE – Asociación Sindical de Empleados Industriales de las Comunicaciones y la
Energía
Es el sindicato más antiguo deñ ICE. Se fundó en 1955 ‘por mejorar las condiciones
laborales en el ICE y el país’.
SIICE – Sindicato de Ingenieros y Profesionales del ICE
Es una organización privada, sin fines de lucro, creada por Ingenieros del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) en 1971. Actualmente el Sindicato agrupa Ingenieros y
Profesionales que laboran para el ICE, Radiográfica Costarricense S.A. (RACSA) y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), así como profesionales de Proyectos. Actualmente
SIICE cuenta con 800 afiliados. [42]
Objetivos
Mantener y desarrollar canales de comunicación con el Gobierno, Diputados, Administración Superior de las empresas del Grupo ICE, Sindicatos y otros.
Velar por el cumplimiento de los fines públicos asignados a las empresas del Grupo
ICE.
Asegurar una adecuada relación Grupo ICE - Empleado.
41
Recibir, estudiar y actuar sobre denuncias particulares de interés nacional e institucional.
Analizar, preparar y difundir estudios para incrementar el desempeño institucional.
Mantener informados a nuestros afiliados sobre asuntos estratégicos de incidencia nacional e institucional.
FIT – Frente Interno de Trabajadores
Agrupa a todas las organizaciones sindicales del ICE, incluyendo –además de las dos
anteriores– a la ANTTEA, ACOTEL, AJEICE, SITET y SIPROCEICE.
Organizaciones de usuarios empresariales
En el país hay varias organizaciones de usuarios en el sector productivo privado que con
frecuencia analizan el panorama energético y en particular –sobre todo recientemente– la
situación de las tarifas eléctricas empresariales. Sus posiciones tienden a ir en favor de la
apertura tanto en electricidad como en telecomunicaciones.
ACOGRACE – Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía
Esta asociación se acoge en gran parte a la Ley 7848, ‘Tratado Marco del Mercado
Eléctrico de América Central’, artículos 4, 5 y 12, como marco jurídico para sus derechos y
obligaciones. La asociación se creó ‘Para fomentar la competitividad responsable del Sector
Eléctrico Nacional (ambiental, social y económica) para que el país y nuestra actividad pueda
crecer y desarrollarse en el país en beneficio de la sociedad costarricense.’ [8] Actualmente
cuenta con alrededor de 40 asociados, todos provenientes del sector industrial.
Objetivos a corto plazo
Lograr la aceptación de ACOGRACE como un actor relevante en el Sector.
Lograr una participación activa en la definición del nuevo modelo del Sector y la apertura a la competencia regulada del mercado eléctrico mayorista nacional.
Lograr la incorporación en la legislación y reglamentación de los grandes consumidores
como agentes de mercado.
Lograr la afiliación de al menos el 80 % de los grandes consumidores de energía ,
definidos como aquellos que tienen una demanda estable superior al 0,5 megavatios.
Objetivos estratégicos
Obtener la energía en las condiciones de cantidad, seguridad, calidad y precio requeridas
para enfrentar la competencia internacional.
42
Propiciar el desarrollo de políticas que permitan asegurar la disponibilidad de la energía
con responsabilidad social, ambiental y económica (competitividad).
Procurar que se desarrolle y mantenga una justa y efectiva regulación nacional y regional del mercado eléctrico que asegure reglas objetivas, transparentes, no discriminatorias y participación equitativa en los organismos en los que participan los agentes
de mercado del sector eléctrico nacional y regional.
Impulsar la operación responsable y mejora continua del mercado eléctrico mayorista
competitivo nacional y regional.
Propiciar el desarrollo de mecanismos eficaces de transparencia y rendición de cuentas
para el fortalecimiento y sostenibilidad del mercado eléctrico mayorista competitivo.
Fortalecer y mantener el reconocimiento y representación efectiva de la Asociación
como el representante de los grandes consumidores de energía nacionales para hacer
valer sus puntos de vista.
Proveer a los asociados información y análisis periódico actualizado, confiable y de
valor agregado.
UCCAEP – Unión de Costarricense de Cámaras y Asociaciones del Sector Empresarial
Privado
Es una entidad cúpula que agrupa y representa a las organizaciones empresariales privadas
costarricenses pertenecientes a una diversidad de sectores productivos del país. [43] Fue
fundada en 1973 y en 2009 la organización fue declarada de Utilidad Pública para los intereses
del Estado, mediante el decreto No 35658-J.
MISIÓN – Contribuir al desarrollo socioeconómico de Costa Rica fomentando el progreso,
la competitividad y la práctica empresarial responsable dentro del sector productivo privado.
Asimismo proyectar a la empresa privada por medio de la concertación de esfuerzos del sector
productivo y la interacción con otros actores sociales y políticos, con el fin de mejorar la
calidad de vida de todos los costarricenses.
VISIÓN – Ser una organización cúpula modelo en América Latina, que une y representa
a todos los sectores y los segmentos productivos, capaz de generar ideas y aportar propuestas
para mejorar la competitividad del país de forma sistemática, así también mantener un nivel
significativo de influencia y prestigio en la opinión pública nacional.
Esta organización de cámaras empresariales recientemente ha mostrado una actitud crítica respecto del desempeño del ICE en cuanto a la oferta y costo de la energía eléctrica en
Costa Rica. [15], [16]
Consumidores de Costa Rica
Las organizaciones de consumidores son de reciente nacimiento en nuestro país. Si bien
es cierto el nacimiento del movimiento de consumidores data de la década de los 40 del siglo
43
XX, en los Estados Unidos, también lo es el hecho que no es sino hasta la década del 90,
cuando en Costa Rica, inicia con mayor organización y fuerza, generando organizaciones
de diferentes tipos principalmente para velar por el correcto desarrollo y desempeño de
los mercados locales. Pocas han sido las experiencias de organizaciones que se proyectan a
la escala nacional, entre ellas Consumidores de Costa Rica, pues anteriormente a nuestra
conformación, la profesionalización en temas del consumidor era deficiente o no existía.
Consumidores de Costa Rica (CONCORI), nace en setiembre de 2003 con el afán de
profesionalizar el trabajo de las organizaciones de consumidores en el país, de manera que se
una a otros esfuerzos realizados en esta materia por precursores institucionales y privados,
con el principal eje diferenciador de anteponer un modelo de solidaridad entre consumidores,
sector privado y el Estado, de manera que los intereses de todos, encuentren el equilibrio
necesario para que el comercio y la prestación de los servicios públicos se de bajo los principios
de la información, solidaridad y justicia para los consumidores. [23]
Esta organización pone denuncias ante la Comisión Nacional del Consumidor y ante la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, relacionadas con problemas de calidad en la
prestación de los servicios o bien por infringir las resoluciones que en materia tarifaria emite
el Órgano Regulador.
En el caso de la ARESEP Consumidores de Costa Rica también plantea temas relacionados con la verificación de la calidad y el cobro adecuado de las tarifas de los servicios
públicos. Ha adoptado como política de la organización presentarse a la mayor cantidad
posible de audiencias públicas con el fin de cuestionar las solicitudes de aumento tarifario.
Esta política, seguida desde el año 2005 ha arrojado en total la interposición de oposiciones
a aumentos tarifarios (electricidad y autobuses) de los cuales el 60 % tuvo como resultado
o bien el rechazo de la solicitud tarifaria o bien un aumento menor del solicitado por la
empresa concesionaria del servicio público.
También se encarga de defender los derechos de los consumidores con denuncias ante el
Consejo de Transporte Público (ver subsección precedente sobre este organismo). El Consejo
de Transporte Público es el Órgano del Ministerio de Obras Públicas y Transportes encargado
de velar por la calidad del servicio de transporte remunerado de personas en sus diferentes
modalidades.
En la actualidad tiene en proceso un estudio de los modelos tarifarios de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos desde la perspectiva de los usuarios. El proyecto pretende acercar al usuario al ámbito técnico de los servicios públicos que regula la ARESEP,
de manera que el usuario pueda conocer los modelos de fijación tarifaria para ser utilizados
con una mayor eficiencia en la presentación de posiciones a diferentes procesos de aumento
tarifario.
Asociación de Consumidores Libres
La Asociación de Consumidores Libres de Costa Rica es una entidad sin fines de lucro
creada para defender el derecho de los consumidores a la libre elección. ‘Nuestro objetivo es
defender a ultranza los derechos de los consumidores frente al Estado y los productores e
44
industriales. Defendemos el derecho a comerciar, el cual incluye el derecho a adquirir bienes
y servicios de cualquier oferente sin importar su raza, religión, nacionalidad, o cualquier otra
característica.’ [7]
Tiene como fines lograr la apertura unilateral y absoluta de los mercados de bienes,
servicios, capitales y factores; la eliminación y prevención de todo monopolio u oligopolio
creado por ley; así como luchar por la igualdad de derechos entre productores y consumidores,
tanto en el área del comercio internacional como el de los subsidios y otros incentivos.
Grupos ecologistas
Finalmente, si bien no constituye una instancia institucional propiamente dicha, hay
una diversidad de agrupaciones ecologistas y ambientalistas que ejercen presión sobre el
sector energía eléctrica; alegando potenciales daños ecológicos en cuencas hidrográficas y
parques nacionales, especialmente como resultado de la construcción de represas o de plantas
geotérmicas en parques nacionales o zonas protegidas. Varias de ellas tienen presencia tanto
nacional como internacional.
Entre estos grupos se pueden citar:
Federación Conservacionista de Costa Rica (FECON), Asociación Regional Centroamericana para el Agua y el Ambiente (ARCA), Asociación Preservacionista de Flora y Fauna
Silvestre (APREFLOFAS), The World Conservation Union (IUCN), Alianza Nacional por
la Defensa del Agua, Federación Ecologista de Costa Rica.
En fecha reciente más de 80 organizaciones ambientalistas costarricenses anunciaron que
se unirán para crear la plataforma denominada ARA (Alianza de Redes Ambientales), una
iniciativa que tiene como fin generar una agenda común y plantear soluciones de este movimiento. La Alianza de Redes Ambientales (ARA) nace con el objetivo de reunir las propuestas de diversas agrupaciones en camino de lucha común. El proyecto estará liderado por 4
de los colectivos ambientales más grandes del país: la Alianza Nacional por la Defensa del
Agua, COECOCeiba Amigos de la Tierra, la Federación Ecologista de Costa Rica y la Red
Centroamericana de Acción por el Agua. [1]
4.1.2.
Legislación
Las leyes más importantes en este campo tienen que ver directamente con la actividad
reguladora, como las leyes de la ARESEP, MOPT, MINAE y CTP, e indirectamente como
en el caso de la legislación sobre la promoción de la competencia y los derechos de los
consumidores o bien la Defensoría de los Habitantes, que en repetidas veces ha tomado
posiciones sobre asuntos tarifarios.
45
ARESEP
La principal es la ley de creación, Ley 7593 (9 agosto de 1996) y las reformas de la ley
8660 (8 agosto 2008). Algunos de los artículos más importantes son los siguientes.
Artículo 1. Transformación
La Autoridad Reguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el
cumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante, estará sujeta
al Plan Nacional de Desarrollo, a lo planes sectoriales correspondientes y a las políticas
sectoriales que dicte el Poder Ejecutivo.
Artículo 3.- Definiciones
Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos:
a) Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea
calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de
esta ley.
b) Servicio al costo. Principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios
de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios
para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado
desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.
c) Prestador de servicio público. Sujeto público o privado que presta servicios públicos
por concesión, permiso o ley.
d) Evaluación de impacto ambiental. Estudio científico-técnico, realizado por profesionales en la materia, que permite identificar y predecir los efectos que producirá un proyecto
específico sobre el ambiente, cuantificándolo y ponderándolo, para plantear una recomendación.
Artículo 4.- Objetivos
Son objetivos fundamentales de la Autoridad Reguladora:
a) Armonizar los intereses de los consumidores, usuarios y prestadores de los servicios
públicos definidos en esta ley y los que se definan en el futuro.
b) Procurar el equilibrio entre las necesidades de los usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos.
c) Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en el
inciso b) del artículo 3 de esta ley.
d) Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad, cantidad, oportunidad,
continuidad y confiabilidad necesarios para prestar en forma óptima, los servicios públicos
sujetos a su autoridad.
e) Coadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando
se trate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de concesiones.
46
f) Ejercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios públicos definidos en ella.
Artículo 5.- Funciones
La autorización para prestar el servicio público será otorgada por los entes citados a
continuación:
(N. del a.) La ley cita los siguientes:
Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones.
Ministerio de Obras Públicas y Transportes.
Las municipalidades
Artículo 12.- Prohibición de discriminación
Los prestadores no podrán establecer ningún tipo de discriminación contra un determinado grupo, sector, clase o consumidor individual. No constituirán discriminación las
diferencias tarifarias que se establezcan por razones de orden social.
Artículo 13.- Prohibición de monopolios
Los prestadores no tendrán ningún derecho monopólico sobre el servicio que exploten
y estarán sujetos a las limitaciones y los cambios que les sean impuestos por ley. Podrán
otorgarse nuevas concesiones, permisos, autorizaciones siempre que la demanda de servicios lo
justifique, o que estos puedan ofrecerse en mejores condiciones para el usuario. En todo caso,
se dará prioridad a los concesionarios que se encuentren prestando el servicio. Se exceptúan
de esta norma los monopolios estatales, creados por ley u otorgados en administración.
Artículo 14.- Obligaciones de los prestadores
Son obligaciones de los prestadores:
a) Cumplir con las disposiciones que dicte la Autoridad Reguladora en materia de prestación del servicio, de acuerdo con lo establecido en las le-yes y los reglamentos respectivos.
b) Mantener instalaciones y equipos en buen estado, de manera que no constituyan peligro
para personas ni propiedades, y no causen interrupción del servicio.
c) Suministrar oportunamente, a la Autoridad Reguladora, la información que les solicite,
relativa a la prestación del servicio.
d) Presentar, cuando la Autoridad Reguladora lo requiera, los registros contables de sus
operaciones, conforme lo disponen esta ley y sus reglamentos.
e) Proteger, conservar, recuperar y utilizar racionalmente los recursos naturales relacionados con la explotación del servicio público, según la legislación vigente.
f) Permitir a la Autoridad Reguladora el acceso a sus instalaciones y equipos, así como
la comunicación con el personal, para cumplir con esta ley y su reglamento.
g) Realizar actividades o inversiones no rentables por sí mismas, en los ámbitos territorial
y material de su competencia. Sin embargo, aun cuando la actividad o inversión no sea
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rentable por sí misma, su costo debe estar cubierto por los ingresos globales del servicio
público que presta. La empresa puede ser obligada a suministrarlo, respetando el límite de
su capacidad.
h) Admitir, sin discriminación, el acceso al servicio a quienes lo soliciten dentro de su
campo.
i) Estar preparados para asegurar, en el corto plazo, la prestación del servicio ante el
incremento de la demanda.
j) Brindar el servicio en condiciones adecuadas y con la regularidad y seguridad que su
naturaleza, la concesión o el permiso indiquen.
k) Prestar el servicio a sus clientes en condiciones de igualdad y cobrarles un precio justo
y razonable por el servicio prestado.
Artículo 24.- Suministro de información
A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán informes,
reportes, datos, copias de archivo y cualquier otro medio electrónico o escrito donde se
almacene información financiera, contable, económica, estadística y técnica relacionada con la
prestación del servicio público que brindan. Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones,
la Autoridad Reguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros legales y
contables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los prestadores.
Artículo 30.- Solicitud de fijación o cambios de tarifas y precios
Los prestadores de servicios públicos, las organizaciones de consumidores legalmente constituidas y los entes y órganos públicos con atribución legal para ello, podrán presentar solicitudes de fijación o cambio de tarifas. La Autoridad Reguladora estará obligada a recibir
y tramitar esas peticiones, únicamente cuando, al presentarlas, cumplan con los requisitos
formales que el Reglamento establezca. Esta Autoridad podrá modificar, aprobar o rechazar
esas peticiones. De acuerdo con las circunstancias, las fijaciones de tarifas serán de carácter
ordinario o extraordinario.
Serán de carácter ordinario aquellas que contemplen factores de costo e inversión, de
conformidad con lo estipulado en el inciso b) del artículo 3, de esta ley. Los prestadores deberán presentar, por lo menos una vez al año, un estudio ordinario. La Autoridad Reguladora
podrá realizar de oficio, modificaciones ordinarias y deberá otorgarles la respectiva audiencia
según lo manda la ley.
Serán fijaciones extraordinarias aquellas que consideren variaciones importantes en el
entorno económico, por caso fortuito o fuerza mayor y cuando se cumplan las condiciones
de los modelos automáticos de ajuste. La Autoridad Reguladora realizará, de oficio, esas
fijaciones.
Artículo 31.- Fijación de tarifas y precios
Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora
tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el
desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que
se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar
48
la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este
procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa.
Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan Nacional de Desarrollo, deberán ser elementos centrales
para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que
atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.
La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de
la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios,
tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad
Reguladora considere pertinente.
De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los
siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:
a) Garantizar el equilibrio financiero.
b) El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos efectivos;
entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo BO: (construya y opere, o construya, opere
y transfiera, BOT), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y
cualesquiera otros que sean reglamentados.
c) La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales.
Artículo 32.- Costos sin considerar
No se aceptarán costos de las empresas reguladas:
d) Los gastos de operación desproporcionados en relación con los gastos normales de
actividades equivalentes.
e) Las inversiones rechazadas por la Autoridad Reguladora por considerarlas excesivas
para la prestación del servicio público.
Artículo 35.- Acceso a estudios técnicos
La Autoridad Reguladora deberá permitir el acceso de los consumidores y usuarios de los
servicios públicos regulados por esta ley, de la Defensoría de los Habitantes y los ministros
rectores de tales servicios, a los estudios técnicos en que fundamentó la fijación realizada.
Artículo 36.- Asuntos que se someterán a audiencia pública
Para los asuntos indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora convocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para manifestarse.
Con ese fin, la Autoridad Reguladora ordenará publicar en el diario oficial La Gaceta y en
dos periódicos de circulación nacional, los asuntos que se enumeran a continuación:
a) Las solicitudes para la fijación ordinaria de tarifas y precios de los servicios públicos.
b) Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo con la Ley
N. 7200, de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.◦ 7508, de 9 de mayo de 1995.
◦
49
Artículo 37.- Plazo para fijar precios y tarifas
La Autoridad Reguladora resolverá en definitiva toda solicitud de fijación o cambio ordinario de tarifas, en un plazo que no podrá exceder de treinta (30) días naturales posteriores
a la fecha de la celebración de la audiencia. Si, pasado ese término, quien, de conformidad
con esta Ley, deba resolver, no ha tomado la decisión correspondiente, será sancionado por
el regulador general de la Autoridad Reguladora, con suspensión del cargo hasta por treinta
(30) días. La suspensión dos veces o más en un mismo año calendario, se considerará falta
grave y constituirá causal de despido sin responsabilidad patronal.
Artículo 45.- Órganos de la Autoridad Reguladora
La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y los miembros de la
Sutel, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes
con lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo, en los planes de desarrollo de cada
sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes.
Artículo 53.- Deberes y atribuciones
m) Mantener estrecha comunicación y coordinación con el Ministerio de Economía, Industria y Comercio, en cuanto a la política de precios que debe seguir el Gobierno.
Normativa complementaria a la ley de ARESEP
La ley de ARESEP se ha venido complementando con modificaciones legales y reglamentarias requeridas para completar su mandato. Entre ellas se puede mencionar el Decreto No.
30065-MINAE del entonces Ministerio del Ambiente y Energía, fechado 28 de noviembre de
2001, que constituye el Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro
de Energía Eléctrica. Algunos artículos que definen su contenido son los siguientes.
Artículo 2o – Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones
de las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de energía
eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley No 7593. El presente
reglamento no resulta de aplicación en lo relacionado con las concesiones de aprovechamiento
de aguas reguladas por la Ley No 276 de Aguas vigente.
Artículo 3o – El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación
de las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus etapas de
generación y distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes
amparadas a la Ley No 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP,
según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley No 7593.
Artículo 25. – En caso de que el interesado pretenda brindar el servicio público de generación utilizando como fuente de energía el agua, deberá además de lo dispuesto en el artículo
anterior presentar la concesión de aguas vigente, respectiva.
Artículo 26. – Una vez admitida la solicitud, el MINAE dará audiencia al ICE por un
mes calendario, para que: 1. Como responsable de la operación integrada del SNI, indique si
el proyecto interfiere con su operación. En este caso, el ICE deberá fundamentar su posición
con los estudios técnicos respectivos. 2. Establezca si el proyecto propuesto, interfiere o es
50
inconveniente de acuerdo con el Plan de Expansión Eléctrico Nacional que realiza el ICE.
3. Plantee cualquier otro argumento técnico o económico por el cual no fuera conveniente la
incorporación del proyecto en el SEN.
Artículo 28. – El presente capítulo establece los requisitos y procedimientos que regularán el otorgamiento de concesiones del servicio público de distribución y comercialización de
energía eléctrica. En toda concesión se establecerán los derechos y obligaciones del concesionario. Las actividades de distribución y comercialización, solo podrán ser prestadas por las
empresas distribuidoras debidamente autorizadas y no podrán ejercerse en forma separada.
Energía eléctrica
El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
El ICE nació como una institución autónoma el 8 de abril de 1949 por el Decreto?Ley
No. 449 de la Junta de Gobierno tras la Guerra Civil de 1948, con el fin de intentar resolver
los problemas de escasez eléctrica desde la década de los años cuarenta. Algunos artículos
importantes de la Ley de Creación del ICE No. 449 son los siguientes:
Artículo 1o . – Créase el Instituto Costarricense de Electricidad, en adelante llamado el
Instituto, al cual se encomienda el desarrollo racional de las fuentes productoras de energía
física que la Nación posee, en especial los recursos hidráulicos. La responsabilidad fundamental del Instituto, ante los costarricenses será encauzar el aprovechamiento de la energía
hidroeléctrica con el fin de fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar
del pueblo de Costa Rica.
Artículo 2o . – Las finalidades del Instituto, hacia la consecución de las cuales se dirigirán
todos sus esfuerzos y programas de trabajo, serán las siguientes:
a) Dar solución pronta y eficaz a la escasez de fuerza eléctrica en la Nación, cuando ella
exista, y procurar que haya en todo momento energía disponible para satisfacer la demanda
normal y para impulsar el desarrollo de nuevas industrias, el uso de la electricidad en las
regiones rurales y su mayor consumo doméstico.
Las principales gestiones del Instituto se encaminarán a llenar este objetivo, usando
para ello todos los medios técnicos, legales y financieros necesarios, y su programa básico
de trabajo será el de construcción de nuevas plantas de energía hidroeléctrica y de redes
de distribución de la misma. Esta tarea será llevada a cabo dentro de los límites de las
inversiones económicamente justificables.
b) Unificar los esfuerzos separados que actualmente se hacen para satisfacer la necesidad
de energía eléctrica, mediante procedimientos técnicos que aseguren el mejor rendimiento de
los aprovechamientos de energía y sus sistemas de distribución.
c) Promover el desarrollo industrial y la mayor producción nacional haciendo posible
el uso preferencial de la energía eléctrica como fuente de fuerza motriz y de calefacción, y
ayudando por medio de asesoramiento y de la investigación tecnológica al mejor conocimiento
y explotación de las fuentes de riqueza del país.
51
d) Procurar la utilización racional de los recursos naturales y terminar con la explotación
destructiva y desperdiciada de los mismos. En especial tratará de promover el uso doméstico
de la electricidad para calefacción en sustitución de los combustibles obtenidos de los bosques
nacionales y de combustibles importados, e impulsará el uso de la madera como materia prima
industrial.
e) Conservar y defender los recursos hidráulicos del país, protegiendo las cuencas, las
fuentes y los cauces de los ríos y corrientes de agua, tarea en que deberán ayudar al Servicio
Nacional de Electricidad y los Ministerios de Agricultura y Obras Públicas, por medio de un
programa de cooperación mutua.
f) Ayudar a la habilitación de tierras para la agricultura por medio del riego y la regulación
de los ríos, cuando esto sea económicamente factible al desarrollar en forma integral los sitios
que se usen para producir energía eléctrica.
g) Hacer de sus procedimientos técnicos, administrativos y financieros, modelos de eficiencia que no sólo garanticen el buen funcionamiento del Instituto, sino que puedan servir
de norma a otras actividades de los costarricenses.
h) Procurar el establecimiento, el mejoramiento, la extensión y la operación de las redes
de telecomunicaciones de una manera sostenible, así como prestar y comercializar productos
y servicios de telecomunicaciones e infocomunicaciones y de información, al igual que otros
en convergencia. Las concesiones que el ICE y sus empresas requieran para el cumplimiento
de estos fines, estarán sujetas a los plazos, los deberes, las obligaciones y demás condiciones
que establezca la legislación aplicable.
No obstante, conforme a las condiciones estipuladas en el párrafo anterior, el ICE podrá
mantener la titularidad de las concesiones otorgadas actualmente en su favor y en uso, por
el plazo legal correspondiente.
(Así adicionado el inciso anterior por el artículo 1o de la Ley No 3226 de 28 de octubre
de 1963 y reformado el por el artículo 43 de la Ley N◦ 8660 del 8 de agosto de 2008)
Artículo 9o . – El Instituto tendrá capacidad para entrar en contratos de todo orden lícito;
para comprar, vender y arrendar bienes muebles e inmuebles, valores y empresas dentro de
los propósitos de su creación; para emprestar, financiar e hipotecar; y para toda otra forma
de gestión comercial y legal que sea necesaria para el desempeño de su cometido, y dentro
de las normas corrientes de contratación que su situación financiera le permita, sin incurrir
en riesgos indebidos para la estabilidad de la institución.
Podrá el Instituto emitir bonos al portador en moneda nacional o extranjera conforme a
sus necesidades de financiación para el desarrollo de su programa de electrificación nacional,
a los tipos de interés, tasas de amortización y monto de las emisiones que determine la misma
Institución, previa solicitud y conocimiento del dictamen a que se refiere el artículo 122 de
la Ley Orgánica del Banco Central. Dichos títulos tendrán la garantía que el Instituto les
señale en el acuerdo de emisión, para lo cual podrá gravar sus bienes y sus ingresos.
Estarán exentos de todo impuesto presente y futuro y serán negociables libremente, pudiendo, adquirirlos todas las instituciones autónomas como inversión.
52
Corresponderá al Servicio Nacional de Electricidad la fiscalización de las distintas emisiones de bonos que acuerde el Instituto.
Los bonos del Instituto gozarán en todo caso de exenciones y privilegios no inferiores
a los que disfrutan o llegaren a disfrutar los emitidos por empresas eléctricas privadas de
acuerdo con la ley y los contratos.
Artículo 17. – La política financiera del Instituto será la de capitalizar las utilidades netas
que obtenga de la venta de energía eléctrica y de cualquier otra fuente que las tuviere, en la
financiación y ejecución de los planes nacionales de electrificación e impulso de la industria
a base de la energía eléctrica.
El Gobierno no derivará ninguna parte de esas utilidades, pues el Instituto no deberá
ser considerado como una fuente productora de ingresos para el Fisco, sino que deberá usar
todos los medios a su disposición para incrementar la producción de energía eléctrica como
industria básica de la Nación.
El Instituto deberá destinar las reservas y fondos constituidos con ese objeto, al pago
de prestaciones laborales y fondo de garantías y ahorro del personal permanente, y continuar efectuando los aportes correspondientes en una suma no menor a la aportada por los
funcionarios y empleados que coticen para el fondo.
El fondo aportado por el Instituto le pertenecerá a éste y será utilizado para los objetivos
propuestos, de acuerdo con las normas que al respecto dicte su Consejo Directivo. El personal
permanente, según calificación del mismo Consejo, deberá cotizar para el fondo con una suma
no menor del cinco por ciento mensual de sus salarios.
(Adicionado por el artículo único de la Ley No. 3625, de 16 de diciembre de 1965.)
Artículo 19. – La fijación de las tarifas de venta de energía eléctrica y todas las otras
funciones que como empresa de servicio público lleve a cabo el Instituto, estarán reguladas
por el Servicio Nacional de Electricidad, de acuerdo con su Ley Orgánica.
En lo que se refiere a la energía eléctrica, la ley del ICE se ha complementado con
disposiciones más específicas, como la Ley No. 5961 del 6 de diciembre de 1976, que declara
de interés público los recursos geotérmicos:
Artículo 1o . – Declárase de interés público la investigación, exploración y explotación de
los recursos geotérmicos del país, que se definen como la energía acumulada en aguas del
subsuelo que, por diferentes procesos geológicos, se encuentra a altas presiones y temperaturas. Las actividades concernientes estarán a cargo exclusivo del Instituto Costarricense de
Electricidad, sin necesidad de permisos o concesiones de dependencia alguna del Estado.
Artículo 2o . – El ICE evitará, hasta donde fuere posible, alterar las condiciones naturales
de las áreas de interés turístico relacionadas con sus proyectos, y colaborará con las otras
dependencias del Estado para conservar su belleza y demás recursos naturales. A fin de
proteger esos recursos, el Poder Ejecutivo, a requerimiento del ICE, establecerá áreas de
protección forestal absoluta, si fuera el caso.
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Artículo 3o . – El ICE está autorizado para adquirir todos los terrenos que requiera para
la investigación, exploración, explotación y protección de los recursos geotérmicos, aplicando
para ello las disposiciones de la ley No 2292 de 20 de noviembre de 1958.
Otras disposiciones legales importantes que tocan directamente el contexto legal del ICE
son aquellas concernientes al comercio internacional de electricidad, en particular lo relacionado con el trasiego de electricidad con los vecinos de América Central. En este sentido, en
diciembre de 1996 se aprobó el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su
Protocolo, ley No. 7848; firmado por los presidentes de Costa Rica, El Salvador, Guatemala,
Honduras, Nicaragua y Panamá.
CONSIDERANDO que dentro del marco del Sistema de Integración Centroamericana,
SICA, los Estados de la región han manifestado su deseo de iniciar un proceso gradual de
integración eléctrica, mediante el desarrollo de un mercado eléctrico regional competitivo,
a través de líneas de transmisión que interconecten sus redes nacionales y la promoción de
proyectos de generación regionales.
CONSCIENTES de que un mercado eléctrico regional, sustentado en la interconexión
de los sistemas eléctricos de los países, promueve el desarrollo de la industria eléctrica en
beneficio de todos sus habitantes.
SEGUROS de que la consolidación del mercado eléctrico regional, permitirá el incremento
de las transacciones de electricidad y satisfará en forma eficiente las necesidades de un
desarrollo sostenible en la región, dentro de un marco de respeto y protección al medio
ambiente.
TOMANDO EN CUENTA que los Presidentes de los seis países de América Central, en
las Cumbres XV, XVI y XVII, han declarado de la máxima prioridad impulsar la materialización del proyecto denominado Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América
Central, SIEPAC.
Han acordado suscribir el presente Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América
Central, el cual se regirá por lo siguiente:
Artículo 1o – El presente Tratado tiene por objeto la formación y crecimiento gradual de
un Mercado Eléctrico regional competitivo, en adelante denominado el Mercado, basado en
el trato recíproco y no discriminatorio, que contribuya al desarrollo sostenible de la región
dentro de un marco de respeto y protección al medio ambiente.
Artículo 2o – Los fines del Tratado son:
a) Establecer los derechos y obligaciones de las Partes.
b) Establecer las condiciones para el crecimiento del Mercado Eléctrico regional, que abastezca en forma oportuna y sostenible la electricidad requerida para el desarrollo económico
y social.
c) Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico.
d) Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del Mercado
Eléctrico regional.
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e) Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región.
f) Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del mercado eléctrico regional y las relaciones entre los agentes participantes, así
como la creación de los Entes regionales apropiados para el logro de estos objetivos.
g) Propiciar que los beneficios derivados del mercado eléctrico regional lleguen a todos
los habitantes de los países de la región.
Artículo 3o – El Tratado se regirá por los principios de Competencia, Gradualidad y
Reciprocidad, los que se definen así:
Competencia:
Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio con base en reglas
objetivas, transparentes y no discriminatorias.
Gradualidad:
Previsión para la evolución progresiva del Mercado, mediante la incorporación de nuevos
participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de las redes
de interconexión, y el fortalecimiento de los órganos regionales.
Reciprocidad:
Derecho de cada Estado para aplicar a otro Estado las mismas reglas y normas que ese
Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de Gradualidad.
Artículo 4o – El Mercado operará como una actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de
energía con criterio económico regional y mediante contratos de mediano y largo plazo entre
los agentes. El Mercado debe evolucionar gradualmente de una situación inicial limitada hacia una más amplia, abierta y competitiva, apoyando en la infraestructura existente y futura,
tanto nacional como regional.
Artículo 5o – Las actividades del Mercado se realizarán entre sus agentes, los que podrán ser empresas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de
electricidad; así como grandes consumidores. Los agentes podrán llevar a cabo libremente
y sin discriminación alguna, la compra y venta de energía eléctrica. Sin embargo, mientras
la legislación de un país permita a una misma empresa la realización de dos o más actividades en la prestación del servicio eléctrico o la designación de una sola empresa para
realizar transacciones en el Mercado, estas deberán crear unidades de negocios separadas
que permitan una clara identificación de los costos de cada actividad. La participación de
los agentes en el Mercado se regirá por las reglas contenidas en este Tratado, sus protocolos
y reglamentos.
Artículo 6o – Los Gobiernos procurarán que el Mercado evolucione hacia estados cada vez
más competitivos, para lo cual realizarán evaluaciones conjuntas al menos cada dos años,
en base a recomendaciones de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE),
organismo regional creado en el artículo 18 de este Tratado.
55
GENERACION ELECTRICA REGIONAL:
Artículo 7o – En el Mercado se transará electricidad producida por cualquiera de los
generadores de los sistemas eléctricos que lo componen que estén habilitados como agentes.
TRANSMISION REGIONAL:
Artículo 12. – Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre
acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales
serán aprobados por la CRIE y los cargos por el uso y disponibilidad de las redes nacionales
serán aprobados por el ente regulador nacional y no serán discriminatorios para su uso en
función regional.
Artículo 15. – Cada Gobierno designará a un ente público de su país para participar en
una empresa de capital público o con participación privada, con el fin de desarrollar, diseñar,
financiar, construir y mantener un primer sistema de transmisión regional que interconectará
los sistemas eléctricos de los seis países. Esta empresa denominada Empresa Propietaria de
la Red (EPR), estará regida por el Derecho Privado y domiciliada legalmente en un país de
América Central.
ORGANISMOS REGIONALES:
Artículo 18. – Con el propósito de dar un mejor y más efectivo cumplimiento a los fines
de este Tratado y para ordenar las interrelaciones entre agentes del Mercado, se crean como
organismos regionales, la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y el Ente
Operador Regional (EOR).
Artículo 19. – La CRIE es el ente regulador del Mercado regional, con personalidad
jurídica propia y capacidad de derecho público internacional, aplicable a las Partes. Su
domicilio estará situado en uno de los países de América Central, a definir por los Gobiernos.
Artículo 25. – El EOR es el ente operador del Mercado regional, con personalidad jurídica
propia y capacidad de derecho público internacional aplicable a las Partes. Su domicilio estará
situado en uno de los países de América Central a definir por los Gobiernos y su duración
es la de este Tratado.
Artículo 30. – Los entes públicos de los países miembros dedicados a cualquiera de las
actividades de generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica quedan
autorizados para:
a) integrarse como agentes del Mercado; b) comprar y vender energía de corto plazo
bajo las reglas del Mercado; c) suscribir mediante el procedimiento de concurso, contratos
de compra y venta de energía de largo plazo en el Mercado; todo de acuerdo a lo estipulado
en artículo 5.
Artículo 31. – Los entes públicos de los países miembros dedicados a cualquiera de las
actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica
quedan autorizados para:
a) Comprar en el mercado internacional los combustibles necesarios para la generación
eléctrica. b) Suscribir la compra de acciones en la sociedad mercantil que construya la primera línea regional de interconexión. A tal efecto, podrá efectuar aportes en efectivo y no
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monetarios, tales como terrenos, derechos de servidumbre, diseños, topografía y otros. c)
Suscribir contratos para garantizar los pagos por la remuneración de las redes regionales de
transmisión. d) Pagar los cargos que les correspondan para el normal funcionamiento de los
órganos regionales creados por este Tratado.
Artículo 32. – Los Gobiernos:
a) Garantizan el libre tránsito o circulación de energía eléctrica por sus respectivos territorios, para sí o para terceros países de la región, sujetos únicamente a las condiciones
establecidas en este Tratado, sus protocolos y reglamentos. b) Declaran de interés público
las obras de infraestructura eléctrica necesarias para las actividades del mercado eléctrico
regional. c) Exoneran aquellos tributos al tránsito, importación o exportación de energía
eléctrica entre sus países, que discriminen las transacciones en el Mercado.
Este acuerdo fue modificado mediante ley No. 9004 de octubre de 2011, ‘Aprobación del
Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central’:
SEGUNDO: Que la experiencia adquirida en los últimos años en los intercambios de energía eléctrica entre los países de la región ha puesto en evidencia la
necesidad de modificar algunas normas del Tratado Marco a los fines de facilitar
el cumplimiento de las disposiciones del mismo Tratado, en especial lo referente a la definición del Mercado Eléctrico Regional y habilitación de agentes; red
de transmisión regional, actividad de las empresas de transmisión regional y
su remuneración; funciones de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica
(CRIE); la creación de un Consejo Director del MER; armonizar y actualizar los
marcos regulatorios nacionales con la Regulación Regional; desarrollo del alcance
y las vías de solución de controversias y la inclusión del cargo por el servicio de
operación.
Empresas y cooperativas regionales
Además del ICE, otras empresas de carácter regional, más integradas horizontalmente en
términos de un abanico de servicios que prestan a sus comunidades, han provisto de energía
eléctrica a determinadas zonas del país. A continuación se describe brevemente la ley de la
ESPH y la correspondiente a las cooperativas de electrificación rural con el fin de ilustrar
una parte de su contenido, en gran medida típico de varias empresas y cooperativas que se
listarán más adelante en la sección relativa a la estructura de mercado.
ESPH - La Empresa de Servicios Públicos de Heredia
La legislación más reciente relativa a esta empresa es al ley No. 7789, Transformación de
la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, de abril de 1998.
Artículo 1o. Transfórmase la Empresa de Servicios Públicos de Heredia en una sociedad
anónima de utilidad pública y plazo indefinido, denominada Empresa de Servicios Públicos
de Heredia Sociedad Anónima, cuyo nombre podrá abreviarse Empresa de Servicios Públicos
de Heredia S.A., en adelante la Empresa.
Artículo 4o. Las corporaciones municipales de la región de Heredia que al entrar en
vigencia esta ley no se hayan incorporado a la Empresa, podrán permanecer en esa condición
57
y guardarán las competencias que hasta ese momento ejerzan en las prestación de los servicios
públicos a su cargo.
La incorporación a la Empresa es totalmente voluntaria y tanto el acuerdo que autorice
iniciar los trámites de negociación y el avalúo como el acuerdo municipal definitivo que
ratifique la incorporación, deberán adoptarse por mayoría absoluta del total de los regidores
propietarios de la municipalidad respectiva.
Artículo 5o. La Empresa gozará de plenas facultades para prestar servicios de agua potable, alcantarillado sanitario y evacuación de aguas pluviales; así como para la generación,
distribución, transmisión y comercialización de energía eléctrica y alumbrado público, en
convenio con las municipalidades de la provincia de Heredia incorporadas, dentro de la jurisdicción de estas.
Artículo 6o. A la Empresa de Servicios Públicos de Heredia le correponde:
a) Solucionar los requerimientos de energía eléctrica, alumbrado público, agua potable,
alcantarillado pluvial y sanitario y otros servicios públicos, excepto los servicios de telecomunicación , necesarios para el desarrollo, en las condiciones apropiada de cantidad, calidad,
regularidad y eficiencia.
b) Unificar los esfuerzos para satisfacer las necesidades de agua potable, electricidad y
otros servicios en el ámbito regional.
c) Estimular la investigación científica en materia ambiental.
d) Promover el desarrollo, la educación y la conservación sostenible de los recursos naturales en la región; para ello procurará la cooperación técnica y financiera de los organismos
públicos y privados, locales e internacionales relacionados con la materia.
e) Promover el desarrollo, la cooperación, la producción y el crecimiento sostenible de
los recursos de agua potable y energía eléctrica, con la colaboración del Estado y otras
instituciones relacionadas con su ámbito de competencia.
f) Asumir, en la región, en coordinación con el Ministerio del Ambiente y Energía, la
responsabilidad de promover la investigación y explotación racional de diversas fuentes energéticas. Para este efecto, podrá celebrar convenios de cooperación científica con instituciones
de enseñanza superior y otros centros de investigación públicos y privados, nacionales o
extranjeros, con apego a la Constitución y las Leyes de la República.
g) Asumir la conservación, administración y explotación racional de los recursos energéticos e hídricos en la región de Heredia, y proteger las cuencas, los manantiales, los causes y
los lechos de los ríos, corrientes superficiales de agua y mantos acuíferos; para esto contará
con el apoyo técnico y financiero del Estado y las municipalidades.
h) Promover la aplicación de los avances tecnológicos que contribuyan a mejorar los procesos técnicos y administrativos en los servicios públicos que se brinden; con este propósito,
podrá introducir y adoptar tecnologías que incentiven la eficiencia y mejoren el funcionamiento de la Empresa en su misión.
Artículo 8o. La Empresa y sus subsidiarias estarán sometidas al derecho privado en el
giro normal de sus actividades. (...) La Contraloría General de la República, la Superinten58
dencia General de entidades financieras y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
ejercerán sus facultades legales sobre la sociedad bajo la modalidad de control posterior.
Artículo 14. Las tarifas que cobre la Empresa o cualquiera de las subsidiarias que brinden
servicios públicos regulados, serán aprobadas por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos. En todas las tarifas que se aprueben a la Empresa o a alguna de sus subsidiarias, se
contemplará un componente de inversión que garantice el desarrollo o el crecimiento normal
de sus actividades.
Las Cooperativas de Electrificación Rural y las empresas municipales
El marco legal de estas empresas está dado por la ley No. 8345, ‘Participación de las
Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales
en el desarrollo Nacional’, de febrero de 2003.
Artículo 1o – La presente Ley establece el marco jurídico regulador de las siguientes
actividades:
a) La concesión para el aprovechamiento de las fuerzas que puedan obtenerse de las
aguas de dominio público del territorio nacional, al amparo de lo dispuesto en el inciso 14)
del Artículo 121 de la Constitución Política, a las asociaciones cooperativas de electrificación
rural, a consorcios formados por estas y a empresas de servicios públicos municipales.
b) La generación, distribución y comercialización de energía eléctrica por parte de los
sujetos indicados en el inciso anterior, utilizando recursos energéticos renovables y no renovables en el territorio nacional, al amparo de la Ley No 7593, de 9 de agosto de 1996.
Artículo 3o – Declaratoria de interés público. Decláranse de utilidad e interés público las
actividades de generación, distribución y comercialización de la energía eléctrica que realicen
las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a
la presente Ley.
Artículo 4o – Compatibilidad con el Plan Nacional de Energía y el Plan de Desarrollo
Eléctrico Nacional. Con el fin de optimizar el uso de los recursos energéticos y garantizar un
adecuado abastecimiento, los proyectos de generación eléctrica de las asociaciones cooperativas y de las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley, deberán
ser compatibles con el Plan Nacional de Energía.
Artículo 5o – Integración al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Las asociaciones o consorcios cooperativos y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a esta Ley,
serán parte integral del Sistema Nacional Interconectado, en adelante conocido por las siglas
SNI; por ello, se ajustarán a las disposiciones reglamentarias del Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) respecto de la operación integrada del SNI, para efectos de preservar la
seguridad y la calidad de la energía.
Artículo 6o – Derecho de venta. Las asociaciones cooperativas, los consorcios cooperativos
y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley, que generen,
distribuyan y comercialicen energía dentro del marco de este ordenamiento, podrán vender
energía a los usuarios ubicados en el área geográfica de cobertura definida por su concesión
y conforme al Artículo 13 de la Ley No 7593, de 9 de agosto de 1996.
59
Artículo 9o – Compra de energía por parte del ICE. Las asociaciones cooperativas y las
empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley: a) Podrán utilizar
para la generación de electricidad los recursos de energía del país, tanto los renovables como
los no renovables. b) Destinarán la energía que generen para el consumo de los usuarios
de sus redes de distribución, de conformidad con sus áreas geográficas de cobertura en el
territorio nacional.
Las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas
a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía eléctrica al ICE o entre
sí mismas.
El precio por el que el ICE efectuará dichas compras no podrá ser superior a la tarifa
de venta de energía del ICE a las asociaciones cooperativas y a las empresas de servicios
públicos municipales amparadas a la presente Ley.
Generación privada
El marco jurídico para la generación privada a cogeneración se estableció a principios y
mediados de los años noventa mediante la promulgación de dos leyes y la subscripción de los
correspondientes contratos –amparados a esa normativa– entre el Instituto Costarricense de
Electricidad y los generadores privados.
En cuanto a la normativa vigente se trata básicamente de la Ley No. 7508 del 9 de
mayo de 1995, ‘Reformas de la ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela,
No. 7200’, que reforma la ley original de cogeneración No. 7200 de septiembre de 1990. El
contenido general y definiciones se mantiene en relación con la ley No. 7200, por lo que no
se transcribe ninguna parte del contenido de ésta última.
Sin embargo, hay que señalar que en esta ley más reciente se incorporó un segundo
régimen de participación privada en la generación, que corresponde al segundo capítulo de la
Ley No. 7200. En este régimen, que corresponde a un esquema BOT (Building, Operation and
Transfer), se han construido varios proyectos. En esta modalidad las plantas pueden tener
una capacidad instalada máxima de 50 MW y el proceso de contratación se hace mediante
el sistema de licitación pública.
El ICE está autorizado por esta ley a comprar de estas centrales hasta un 15 % adicional
al autorizado por la Ley N.◦ 7200, para totalizar un 30 % de la capacidad instalada nacional.
El proceso de negociación de contratos de compra?venta de energía con generadores privados,
a través de la Ley No. 7200 y la Ley No. 7508, se realiza por medio del Proceso Estrategias
de Inversión del Centro Nacional de Planificación Eléctrica (CENPE) del ICE. [20]
Artículo 1 - Para los efectos de esta ley, se define la generación autónoma o paralela
como la energía producida por centrales eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes a
empresas privadas o cooperativas que puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional.
La energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos municipales
estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser adquirida por el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE) o la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL),
conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE).
60
Artículo 2 - Son centrales de limitada capacidad, las centrales hidroeléctricas y aquellas
no convencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios (20.000 KW).
Artículo 3 - Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE,
a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y cinco
por ciento (35 %) del capital social pertenezca a costarricenses, que establezcan centrales
eléctricas de capacidad limitada para explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de
fuentes de energía que no sean convencionales, siempre y cuando previamente no hayan sido
parte del sistema eléctrico nacional.
Artículo 5 - El SNE tendrá facultad para otorgar concesiones destinadas a explotar centrales eléctricas de capacidad limitada, hasta un máximo de veinte mil kilovatios (20.000 kw)
y por un plazo no mayor de veinte años.
Artículo 6 - Para otorgar una concesión destinada a explotar centrales de limitada capacidad, el Servicio Nacional de Electricidad, además de lo estipulado en la Ley de Nacionalización de Aguas, Fuerzas Hidráulicas y Eléctricas, No.258 del 18 de agosto de 1941 y sus
reformas, deberá exigir una declaratoria de elegibilidad otorgada por el Instituto Costarricense de Electricidad. Esta declaratoria deberá producirse en un plazo no mayor de ciento
veinte días naturales, contados a partir de la presentación de la solicitud.
Artículo 7 - El Instituto Costarricense de Electricidad podrá declarar elegible un proyecto
para la explotación de una central de limitada capacidad, siempre y cuando la potencia, por
concepto de generación paralela, no llegue a constituir mas del quince por ciento (15 %) de
la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el sistema eléctrico nacional.
Artículo 8 - Además de la declaratoria de elegibilidad a que se refiere el artículo 6o ,
para centrales de limitada capacidad mayores o iguales a dos mil kilovatios (2.000 KW),
el interesado deberá aportar al Servicio Nacional de Electricidad una certificación sobre la
aprobación de un estudio de impacto ambiental, elaborada por un profesional del ramo. Este
estudio deberá ser presentado previamente al Ministro de Recursos Naturales, Energía y
Minas, para su aprobación o rechazo, dentro de un plazo de sesenta días naturales, a partir
de su presentación.
Artículo 12 - Corresponde al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar
las pautas y las condiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el cumplimiento
de los programas de control y recuperación ambiental de las centrales de limitada capacidad.
En caso de que los concesionarios incumplan las condiciones fijadas por el Ministerio de
Recursos Naturales, Energía y Minas, el Servicio Nacional de Electricidad, a solicitud de
este Ministerio, declarará la caducidad de la concesión.
Artículo 13 - El Instituto Costarricense de Electricidad estará facultado para suscribir
contratos destinados a la compra de energía eléctrica, como parte de su actividad ordinaria.
Estos contratos deberán ser ratificados por el Servicio Nacional de Electricidad, de acuerdo
con lo dispuesto en la Ley de Nacionalización de Aguas, Fuerzas Hidráulicas y Eléctricas,
No.258 del 18 de agosto de 1941 y sus reformas.
Artículo 14 - Las tarifas para la compra de energía eléctrica, por parte del Instituto
Costarricense de Electricidad, requieren la expresa y previa fijación del Servicio Nacional de
61
Electricidad, el que, antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los concesionarios afectados.
El Instituto Costarricense de Electricidad presentará solicitudes de cambio de tarifas en
cada ocasión, que deberán ser las más favorables para el público consumidor, dentro del
principio de costo evitado de inversión y operación del sistema nacional interconectado, con
un criterio económico nacional.
En los ajustes periódicos de las tarifas que se incluyan en el contrato de compraventa,
se tomarán en cuenta los factores usuales de variación de costos, tales como la devaluación
monetaria, la inflación local y otros no previstos, que se harán efectivos por medio de una
fórmula automática establecida por el Servicio Nacional de Electricidad. Estos ajustes, lo
mismo que los precios, no requerirán la venia del Poder Ejecutivo. En la estructura de
precios se considerarán las características de suministro de energía de las centrales eléctricas
de limitada capacidad.
Artículo 15 - La energía comprada lo será el excedente que tenga el productor en el punto
de medición, luego de abastecer las necesidades propias.
Artículo 17 - Las empresas productoras de energía eléctrica autónoma o paralela gozarán
de las mismas exoneraciones que el Instituto Costarricense de Electricidad, en la importación
de maquinaria y equipo para conducción de agua, así como para ‘turbinar’, generar, controlar,
regular, transformar y transmitir energía eléctrica.
Artículo 18 - Las empresas privadas y las cooperativas que suministren electricidad al
ICE, de acuerdo con lo establecido en esta Ley, podrán ampararse al inciso 2) del artículo 7,
anexo 3 de la Ley de Incentivos para la Producción Industrial, No.7017, del 16 de diciembre
de 1985.
Artículo 20 - Se autoriza al ICE para comprar energía eléctrica proveniente de centrales
eléctricas de propiedad privada, hasta por un quince por ciento (15 %) adicional al límite
indicado en el artículo 7 de esta Ley.
Esa autorización es para adquirir energía de origen hidráulico, geotérmico, eólico y de
cualquier otra fuente no convencional, en bloques de no más de cincuenta mil kilovatios
(50.000 kw) de potencia máxima.
Artículo 21 - Las compras deberán efectuarse mediante el procedimiento de licitación
pública, con competencia de precios de venta y evaluación de la capacidad técnica, económica
y financiera, tanto del oferente como de las características de la fuente de energía ofrecida.
Artículo 22 - Los contratos de compraventa de electricidad no podrán tener una vigencia
mayor de veinte años y los activos de la planta eléctrica en operación deberán ser traspasados,
libres de costo y gravámenes, al ICE al finalizar el plazo del contrato.
Artículo 25 - Se autoriza al ICE para suscribir convenios de interconexión eléctrica con
otras empresas centroamericanas de servicio eléctrico estatal, para intercambiar electricidad,
una vez satisfechas las necesidades nacionales. Asimismo, esa entidad podrá participar en una
sociedad regional de carácter mixto, cuyo objetivo será gestar, construir y operar una red de
transmisión eléctrica a lo largo de América Central, con una proporción accionaria no mayor
del quince por ciento (15 %).
62
Cooperativas y Municipalidades
La Ley No.8345, publicada en el diario oficial La Gaceta N.◦ 59 de marzo del 2003,
autoriza a los consorcios cooperativos y las empresas de servicios públicos municipales para
que generen, distribuyan y comercialicen energía a los usuarios ubicados en el área geográfica
de cobertura definida en su concesión. Además, las autoriza a suscribir entre ellas y las otras
empresas públicas y municipales, convenios de cooperación, inversión y operación conjunta.
Concesiones para la generación hídrica
Toda empresa que desee generar electricidad con base en la fuente hídrica, debe obtener
una Concesión de Aprovechamiento de Fuerzas Hidráulicas para Generación Eléctrica del
Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET) según lo establece la Ley
N.◦ 8723 publicada en La Gaceta N.◦ 87 del 7 de mayo de 2009. Adicionalmente, como se
señaló antes, debe obtener una Concesión de Servicio Público de Generación emitida por la
ARESEP, ente regulador, mediante la cual se autoriza la prestación del servicio público de
generación de electricidad a un productor privado.
Selección de Proyectos de Generación para Venta de Electricidad al ICE
En el 2012 entró a regir el Procedimiento de Selección de Proyectos de Generación para
Venta de Electricidad al ICE (La Gaceta No. 11 del 12 de abril de 2012), el cual inicia con
una convocatoria, ya sea cuando existe espacio disponible dentro del límite autorizado por
la Ley No. 7200 o cuando hayan transcurrido al menos dieciocho meses desde la anterior
contratación.
Promoción de la competencia y defensa del consumidor
La actividad de la regulación económica de ciertas actividades tiene como uno de sus
fundamentos las fallas de que se asocian con estructuras de poder monopolístico, tales como
restricciones a los niveles de producción o la manipulación de precios.
Por otra parte, las leyes relacionadas con la promoción de la competencia y la defensa
del consumidor buscan más bien prevenir aquellas situaciones o atenuar los efectos de las
situaciones ya establecidas.
Este tipo de legislación, así como su implementación y tutela, son relativamente nuevos en
Costa Rica. La ley existente en este campo es la Ley 7.472 de Promoción de la Competencia
y Defensa Efectiva del Consumidor, del veinte de diciembre de mil novecientos noventa y
cuatro. [38]
Artículo 1◦ – Objetivo y fines.
El objetivo de la presente Ley es proteger, efectivamente, los derechos y los intereses
legítimos del consumidor, la tutela y la promoción del proceso de competencia y libre concurrencia, mediante la prevención, la prohibición de monopolios, las prácticas monopolísticas y
otras restricciones al funcionamiento eficiente del mercado y la eliminación de las regulaciones
innecesarias para las actividades económicas.
63
Derechos de los consumidores en Costa Rica:
Los siguientes corresponden a los derechos contemplados en el artículo 32 de la ley, el
cual establece que los consumidores tienen derecho a:
El acceso a una información, veraz y oportuna, sobre los diferentes bienes y servicios,
con especificación correcta de cantidad, características, composición, calidad y precio.
La educación y la divulgación sobre el consumo adecuado de bienes o servicios, que
aseguren la libertad de escogencia y la igualdad en la contratación.
La protección administrativa y judicial contra la publicidad engañosa, las prácticas y
las cláusulas abusivas, así como los métodos comerciales desleales o que restrinjan la
libre elección.
Mecanismos efectivos de acceso para la tutela administrativa y judicial de sus derechos
e intereses legítimos, que conduzcan a prevenir adecuadamente, sancionar y reparar
con prontitud la lesión de estos, según corresponda.
ecibir el apoyo del Estado para formar grupos y organizaciones de consumidores y la
oportunidad de que sus opiniones sean escuchadas en los procesos de decisión que les
afecten.
Recientemente se llevó a cabo una interesante Reforma Ley de Promoción de la Competencia y Defensa Efectiva del Consumidor - N◦ 9072 veinte días del mes de setiembre del año
dos mil doce, que establece algunas definiciones importantes.
Artículo 11. – Prácticas monopolísticas absolutas
Las prácticas monopolísticas absolutas son los actos, los contratos, los convenios, los
arreglos o las combinaciones entre agentes económicos competidores actuales o potenciales
entre sí, con cualquiera de los siguientes propósitos:
a) Fijar, elevar, concertar o manipular el precio de compra o venta al que son ofrecidos o
demandados los bienes o servicios en los mercados, o intercambiar información con el mismo
objeto o efecto.
b) Establecer la obligación de adquirir, producir, procesar, distribuir o comercializar solo
una cantidad restringida o limitada de bienes o la prestación de un número, un volumen o
una frecuencia restringida o limitada de servicios.
c) Dividir, distribuir, asignar o imponer porciones o segmentos de un mercado, actual
o futuro, en razón de la clientela, los proveedores, los tiempos, las zonas geográficas, o los
espacios determinados o determinables.
d) Establecer, concertar o coordinar las ofertas o la abstención en las licitaciones, los
concursos, los remates o las subastas públicos.
e) Rehusarse a comprar o a vender bienes o servicios.
64
Artículo 12. – Prácticas monopolísticas relativas
Sujeto a la comprobación de los supuestos referidos en los artículos 13, 14 y 15 de esta
ley, se consideran prácticas monopolísticas relativas los actos, los contratos, los convenios, los
arreglos o las combinaciones cuyo objeto o efecto sea o pueda ser el desplazamiento indebido
de otros agentes del mercado, el impedimento sustancial de su acceso o el establecimiento de
ventajas exclusivas en favor de una o varias personas, en los siguientes casos:
a) La fijación, la imposición o el establecimiento de la compra, venta o distribución
exclusiva de bienes o servicios, por razón del sujeto, la situación geográfica o por períodos
de tiempo determinados, incluyendo la división, la distribución o la asignación de clientes o
proveedores, entre agentes económicos que no sean competidores entre sí.
b) La imposición del precio o las demás condiciones que debe observar un distribuidor o
proveedor, al vender o distribuir bienes o prestar servicios.
c) La venta o la transacción condicionada a comprar, adquirir, vender o proporcionar
otro bien o servicio adicional, normalmente distinto o distinguible, o sobre la reciprocidad.
d) La venta, la transacción o el otorgamiento de descuentos o beneficios comerciales,
sujetos a la condición de no usar, adquirir, vender ni proporcionar los bienes o servicios
disponibles y normalmente ofrecidos a terceros.
e) La concertación entre varios agentes económicos o la invitación a ellos para ejercer
presión contra algún cliente o proveedor, con el propósito de disuadirlo de una conducta
determinada, aplicar represalias u obligarlo a actuar en un sentido específico.
f) La producción o la comercialización de bienes y servicios a precios inferiores a su costo
medio por períodos prolongados y cuando existan indicadores de que las pérdidas pueden
ser recuperadas mediante aumentos futuros de precios, salvo el caso de las promociones o la
introducción de productos nuevos a precios especiales.
g) Rehusarse injustificadamente a vender bienes o servicios normalmente ofrecidos a terceros.
h) La imposición de diferentes precios o diferentes condiciones de compra o venta para
compradores o vendedores situados en igualdad de condiciones.
i) Las acciones injustificadas para incrementar los costos u obstaculizar el proceso productivo de algún competidor.
j) El condicionamiento, la imposición o cualquier acto tendiente a exigirle a un agente
económico el cambio, la modificación o la sustitución de su marca comercial como requisito
para comercializar sus bienes o servicios, así como exigirle la producción de bienes o servicios
idénticos o similares a los ofrecidos por este con una marca impuesta distinta de la suya.
k) En general, todo acto deliberado que induzca la salida de competidores del mercado
o evite su entrada.
65
Defensoría de los Habitantes
La aprobación de la Ley No. 7319 del 17 de noviembre de 1992 que creó la Defensoría de los
Habitantes de la República de Costa Rica fue el resultado de un largo proceso de discusión
legislativa que se inició el 5 de noviembre de 1985 con la presentación del proyecto por
iniciativa del Poder Ejecutivo. [25] En relación con el transporte automotor, la Defensaoría
ha jugado un papel importante y de relevancia sobre todo en lo que se refiere al estudio y
con frecuencia oposición a ciertas peticiones tarifarias.
Por su papel genérico en la defensa de los derechos de los ciudadanos en este caso sólo se
citan los dos primeros artículos que definen su papel y naturaleza.
Artículo 1 – Atribución general
La Defensoría de los Habitantes de la República es el órgano encargado de proteger los
derechos e intereses de los habitantes. Este órgano velará porque el funcionamiento del sector
público se ajuste a la moral, la justicia, la Constitución Política, las leyes, los convenios, los
tratados, los pactos suscritos por el Gobierno y los principios generales del Derecho. Además,
deberá promocionar y divulgar los derechos de los habitantes.
Artículo 2 – Independencia
La Defensoría de los Habitantes de la República está adscrita al Poder Legislativo y
desempeña sus actividades con independencia funcional, administrativa y de criterio. La
Asamblea Legislativa evaluará, anualmente, el funcionamiento de la Institución, mediante
el informe presentado por el Defensor, el cual se conocerá y discutirá en el capítulo que
se establezca en el Reglamento de Orden, Dirección y Disciplina Interior de la Asamblea
Legislativa.
Energía y ambiente
Este sector, al igual que transportes, tiene una larga y compleja historia legal. A continuación se enumeran algunas leyes relacionadas con la energía y el ambiente, área que
incluye normativa asociada con temas como agua, suelos, bosques y otros; así como temas
relacionados con la política de precios y la estrategia energética de largo plazo, como se verá
con mayor detalle en la sección que sigue.
Ley No. 276 Ley de Aguas, de 25 de agosto de 1942.
Ley No. 1540 Ley para promover la conservación, mejora y restauración de los suelos y
las aguas, prevenir y controlar la erosión y la fertilidad de las tierras, del 07 de marzo
de 1952.
Ley No. 6812 Creación del Ministerio de Industrias, Energía y Minas, de 14 de setiembre
de 1982.
Ley No. 6794 Ratificación de la creación y ampliación de parques nacionales y reservas
biológicas, de 27 de diciembre de 1982.
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Ley No. 7152 Conversión del Ministerio de Industria, Energía y Minas en Ministerio
de Recursos Naturales, Energía y Minas, de 5 de junio de 1990.
Ley No. 7399 Ley de Hidrocarburos, de 3 de mayo de 1994.
Ley No. 7447 Ley Reguladora del Uso Racional de la Energía, de 13 de noviembre de
1994.
Ley No. 7554 Ley Orgánica del Ambiente, de 4 de octubre de 1995.
Ley No. 7575 Ley Forestal, de 5 de febrero de 1996.
Ley No. 7779 Ley de uso, manejo y conservación de suelos, de 21 de mayo de 1998.
Ley No. 7761 Modificación de la Ley Forestal No.7575, de 19 de mayo de 1998.
Ley No. 8723 Ley marco de concesión para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas
para la generación hidroeléctrica, del 24 de marzo del 2009.
Como se acaba de señalar se trata de un cuerpo normativo y extenso, por lo que no es
conveniente entrar en los detalles de su contenido para los objetivos de este estudio. Sin
embargo, en términos generales, el sentido de esta normativa es proteger el medio ambiente
en general y los recursos hídricos en particular.
El tema central es que todo proyecto, sea de capital privado o público, está en la obligación de cumplir con la normativa existente en cuanto a materia ambiental y debe presentar
como requisito previo para obtener la concesión de servicio público por parte del ente regulador, una certificación sobre la aprobación de un estudio del impacto ambiental, elaborado
por un profesional del ramo. Este estudio deberá ser presentado previamente, para su aprobación o rechazo, a la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) dependencia del
Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET). De igual manera el ICE
está obligado a presentar este Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) ante la SETENA previo
al desarrollo de cualquier proyecto. [20]
4.1.3.
La planificación energética
La planificación o planeación energética tomó auge a nivel global sobre todo después
de los choques petroleros de mediados y fines de los años setenta, cuando para muchas
economías se hizo patente que la naturaleza de estos choques implicaba efectos adversos muy
significativos sobre la disponibilidad de divisas, los costos, la inflación, el comportamiento
del sistema financiero y los niveles reales de producción y empleo.
Dadas las condiciones de economía pequeña y abierta, Costa Rica sufrió de lleno y en
muchos niveles las consecuencias de esos choques y sus implicaciones económico-financieras;
las cuales –como se planteó en los primeros capítulos– siguen siendo muy importantes, especialmente en sectores como los transportes y el suministro de energía eléctrica.
67
Estos impactos sectoriales a su vez se reflejan en la macroeconomía como aceleraciones
en el ritmo de aumento del nivel de precios, que en Costa Rica se registra estadísticamente
como desfases importantes entre los componentes No Regulados y Regulados del IPC. Éste
último subgrupo incluye la mayoría de los servicios públicos regulados por la ARESEP, cuyos
componentes más importantes (de nuevo transportes y electricidad) tienen la característica
dual de ser a la vez industrias con características monopólicas a nivel regional o nacional
–con una relativa facilidad de traslado de costos a los consumidores– a la vez que actividades
sumamente susceptibles a los avatares del sector externo; no sólo por los comentados choques
petroleros si no también por las variaciones del tipo de cambio y de las tasas de interés
internacionales.
Desafortunadamente, en varias ocasiones éstas fuentes de condiciones simultáneamente
recesivas e inflacionarias se han potenciado entre sí con consecuencias negativas sobre los
sistemas productivos y el nivel de vida de gran parte de la población.
Para lidiar con los problemas de corto, mediano y largo plazo asociados con el sistema
energético y su impacto significativo sobre la economía, la Dirección Sectorial de Energía
del MINAE se fundó en 1982 como parte del entonces Ministerio de Industria, Energía y
Minas. Tiene a su cargo una diversidad de tares que tienen, o al menos deberían tener,
incidencia sobre los precios de la energía y los costos del transporte. Esta relación deriva
de sus potestades legales sobre los precios (arriba descritas) y de su papel como instancia
estratégica del desarrollo energético del país.
MISIÓN: La Dirección Sectorial de Energía es la responsable de formular y promover la
planificación energética integral, mediante políticas y acciones estratégicas que garanticen el
suministro oportuno y de calidad de la energía, contribuyendo al desarrollo sostenible del
país.
VISIÓN: La Dirección Sectorial de Energía es la organización líder en la planificación
energética integral para la toma de decisiones en el Sector Energía.
(a) Elaborar el Plan Nacional de Energía considerando los lineamientos del Plan Nacional
de Desarrollo, las directrices emanadas del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE)
y las iniciativas y el aporte de las instituciones del sector público y privado.
(b) Realizar y coordinar los estudios y diagnósticos energéticos integrales para la toma de
decisiones en relación con la planificación y desarrollo del sector.
(c) Elaborar la política de precios de la energía para su incorporación en el Plan Nacional
de Desarrollo, a través del Plan Nacional de Energía.
(d) Promover la investigación y desarrollo de las diferentes fuentes energéticas y la tecnología asociada.
(e) Desarrollar y mantener un sistema de información que apoye la planificación y el desarrollo energético del sector.
68
(f) Evaluar y controlar el cumplimiento de las políticas y metas contenidas en el Plan
Nacional de Energía.
(g) Promover el uso racional de la energía estableciendo los mecanismos necesarios para la
ejecución de acciones en este campo.
(h) Desempeñar el rol que le compete en calidad de Secretaria Técnica de Planificación del
Subsector Energía.
La política energética nacional más reciente se plantea en el VI Plan Nacional de Energía
2012-2030, que como se verá seguidamente tiene muchas implicaciones sobre las tarifas y la
regulación de la electricidad y del transporte colectivo de personas. [37]. La Visión del Sector
Energía consiste básicamente en que al 2030 Costa Rica dispondrá de un suministro energético confiable y en armonía con la naturaleza, enfatizando en fuentes renovables autóctonas,
haciendo un uso eficiente de los recursos en la oferta y como en la demanda, promoviendo
el desarrollo de la infraestructura necesaria, la constante investigación e innovación de las
instituciones y empresas así como la más alta productividad del capital humano del sector.
La política energética enuncia los siguientes objetivos:
Objetivo general: ‘Asegurar el abastecimiento y uso de la energía en la cantidad, calidad
y diversidad de fuentes, compatibles con el desarrollo sostenible de la sociedad costarricense’.
Objetivos específicos
1. Desarrollar racionalmente el potencial energético nacional, produciendo energía limpia
en forma sostenible y amigable con el ambiente y la salud humana.
2. Aumentar la competitividad del sector energético mediante la mejora en la eficiencia,
calidad y seguridad de suministro.
3. Reducir la dependencia del petróleo importado.
4. Sustituir los combustibles fósiles importados por energéticos nacionales: alcohol, biodiesel, energía hidroeléctrica, geotermia, biomasa, eólica y solar.
5. Implantar mecanismos para mejorar la eficiencia energética del transporte, tanto público como privado.
6. Promover el uso de tecnologías eficientes para contribuir en la desaceleración del crecimiento de emisiones de gases efecto invernadero, contribuyendo a la carbono neutralidad.
7. Racionalizar y utilizar eficientemente la energía en sus distintas formas, incluyendo el
desarrollo de esquemas de generación distribuida de electricidad.
8. Modernizar y fortalecer el marco legal e institucional del sector energético que permita el establecimiento de reglas claras para los actores del sector y reorientar las
instituciones del sector energía para hacerlas más competitivas.
69
9. Aprovechar los beneficios de la integración energética, apoyando proyectos energéticos
de índole regional, forjados a partir de alianzas entre las empresas del sector, acuerdos
de carácter internacional y convirtiendo al país en uno de los potenciales líderes de este
proceso.
10. Establecer una política de precios que refleje los costos reales del bien o servicio energético, otorgando un rédito para el desarrollo adecuado, fomentando las inversiones y
definiendo tarifas competitivas.
11. Promover mecanismos financieros para la sostenibilidad de la operación y desarrollo
del sector energía según los requerimientos del país.
12. Promover el desarrollo del capital humano vinculado al sector para fomentar una economía basada en el conocimiento con responsabilidad social, ambiental y económica.
Políticas para la oferta energética
La oferta energética deberá ser sostenible y para ello se generarán mercados donde se
complementen las organizaciones públicas y privadas para desarrollar proyectos y ampliar
y mejorar la infraestructura energética con prevención, mitigación y compensación para
minimizar afectaciones ambientales y así satisfacer la demanda nacional, utilizando fuentes
limpias de energía, con mayor eficiencia energética y menores costos. Para implementar esta
política se define una serie de estrategias.
1. Inversiones competitivas para modernizar y desarrollar la infraestructura energética de
forma oportuna y segura - El objetivo de esta estrategia es garantizar el financiamiento
de las obras de inversión necesarias para desarrollar la infraestructura energética, a fin
de suministrar la energía en forma segura, oportuna, competitiva, estable, confiable y
económica para el país.
2. Diversificación de las fuentes de energías renovables y alternas - La estrategia procurará
que el suministro de energía sea en forma económica y oportuna, para ello, buscará
diversificar la oferta energética.
3. Fortalecimiento de la institucionalidad y competitividad del sector energético - La
estrategia procura aprovechar el marco regulatorio del sector energético existente y robustecerlo ... mediante la regulación adecuada de los precios y calidad de los productos
y servicios energéticos.
4. Investigación, innovación y desarrollo tecnológico - La estrategia busca fomentar el intercambio y transferencia de conocimientos, impulsando la investigación, la innovación
y el desarrollo de tecnologías energéticas enfocadas al aprovechamiento de las fuentes
de energía renovables, con el fin de contribuir con el desarrollo sostenible.
5. Integración energética regional - La estrategia pretende dar seguimiento a la gestión de
integración del mercado energético regional, a fin de facilitar las acciones y el desarrollo
de proyectos a partir de alianzas entre las empresas del sector, acuerdos de carácter
internacional, convirtiendo al país en uno de los potenciales líderes de este proceso.
70
6. Instrumentos de la política - Para desarrollar esta política se va a requerir el cumplimiento de la correspondiente normativas.
7. Actores Involucrados - Para lograr el éxito de esta política, se requiere una coordinación
y planificación adecuada con los siguientes actores:
Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones
Ministerio de Economía, Industria y Comercio
Ministerio de Comercio Exterior
Ministerio de Agricultura y Ganadería
Ministerio de Hacienda
Ministerio de Obras Públicas y Transporte
Ministerio de Salud
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
Contraloría General de la República
Asamblea Legislativa
Empresas del Sector Energía
Sector privado
La política y estrategias a su vez se plasman en una serie de programas sectoriales que
se enumeran a continuación.
Programa para el Sector Residencial Esta estrategia pretende mejorar la conciencia
ciudadana sobre la importancia de ahorrar y hacer un uso racional de la energía y
de los recursos naturales en general. Se promoverá la aplicación de esquemas tarifarios que permitan que el consumidor reciba señales económicas claras, coherentes e
indicativas del costo de producción de la energía.
Programa para el Sector Industrial Esta estrategia continuará enfocando sus esfuerzos
en mejorar las prácticas operativas y de tecnología que utiliza este sector, a través de
asesorías técnicas tanto en consumo eléctrico como los usos térmicos.
Programa para el Sector Comercio y Servicios La estrategia estará enfocada a mejorar el comportamiento de los usuarios, en forma similar al sector residencial. En cuanto
a la eficiencia de los equipos eléctricos, las oportunidades radican en que mucho del
equipo consumidor todavía no ha sido sustituido, por lo que se tomarán las previsiones
regulatorias y e incentivos para lograr mejoras significativas.
Programa para el Sector Transporte La estrategia del sector transporte estará enfocada en mejorar los sistemas de transporte, sus condiciones de uso, tecnologías y fuentes
en el transporte terrestre. Se busca: a) reducir los recorridos y medidas que afectan el
rendimiento operativo, b) mejorar el transporte público a fin de reducir el uso de los
71
vehículos particulares; c) aplicar cambios estructurales organizacionales y de planificación urbana y d) mejorar los hábitos de consumo a través de la educación por medio
de programas educativos en escuelas y colegios, así como, a conductores o público en
general.
Con respecto a las tecnologías del transporte, la eficiencia energética del mismo será
una de las medidas de impacto, para ello se promoverá la penetración de nuevas tecnologías eficientes que utilicen fuentes alternas como los biocombustibles, el gas licuado
de petróleo (GLP) y el gas natural, bajas en emisión de gases de efecto invernadero,
con respecto a otros hidrocarburos.
Política de Precios
Es preciso que el país promueva acciones en diversos campos que le permitan elevar su
competitividad. Uno de ellos es precisamente el de la energía, en donde se hace necesario
mejorar la calidad, seguridad y eficiencia del suministro, así como contar con una estructura
de precios competitivos. Esta política busca disponer de recursos financieros necesarios para
la operación y desarrollo del Sector Energía según los requerimientos del país, desarrollando,
implementando y manteniendo una política de precios que refleje los costos y réditos para
el desarrollo, logre estabilidad de los precios de la energía y una distribución universal y
solidaria de estos beneficios para la sociedad.
Para terminar esta sección sobre la política energética sólo falta decir que al igual que
muchos temas propios de la política pública y de la economía del bienestar no se cuenta con
parámetros más formales que faciliten su evaluación o valoración. Como otras, una política
energética concreta tiene sesgos, omisiones, premisas y hasta determinadas orientaciones
institucionales. Sin embargo, su formulación está basada en un diagnóstico serio y en la
consecución de objetivos razonables.
Éstos últimos pueden ser discutibles, pero el mensaje básico de sustentabilidad y eficiencia apela tanto al sentido común como a las bases del análisis económico moderno. La
incorporación de este mensaje básico en la regulación y en las metodologías tarifarias es un
tema en gran medida pendiente que forma parte de los retos que se intentará resumir en las
secciones finales de este estudio.
La estrategia procura un eficiente desarrollo económico, incentivando la inversión y generando empleo mediante la satisfacción de los requerimientos de la demanda de electricidad
en condiciones de costos eficientes, de precios competitivos, alta calidad, confiabilidad y sostenibilidad del servicio. Asimismo, las tarifas y precios deben permitir a las empresas del
sector energía obtener un rédito para el desarrollo de los proyectos previstos en los planes de
expansión, para garantizar un suministro oportuno y de calidad. Para lograr estos objetivos
se requieren cambios en la estructura tarifaria de las empresas eléctricas (...).
Para desarrollar esta política se requiere de una comunicación y coordinación constantes
entre el COMEX, MEIC, MINAET, ARESEP y las empresas del subsector electricidad, para
analizar los mecanismos y criterios que permitan promover esquemas tarifarios que faciliten el
desarrollo del sector energía y el establecimiento de precios competitivos, así como incorporar
los criterios ambientales y de eficiencia energética en las fijaciones tarifarias.
72
Por último, es necesario señalar que la implementación de un mercado regional de electricidad introduce algunas dimensiones de complejidad adicional al proceso de planificación
energética:
Tradicionalmente las instituciones nacionales han sido las rectoras de los procesos de planificación, expansión y regulación de los mercados eléctricos locales. No
obstante, con el diseño e implementación del Sistema de Interconexión Eléctrica
de los Países de América Central (SIEPAC) la nueva situación genera retos importantes en el ámbito de dichas instituciones. Como lo expresa un documento
de la CEPAL relativo al mercado eléctrico regional y la posibilidad de proyectos
en ese nuevo contexto:
Aunque en todas las legislaciones está permitida de manera explícita la actividad
de exportación y/o importación de energía, las regulaciones nacionales suponen
que dichas actividades se realizan de manera temporal para complementar la
oferta nacional ante situación de escasez o aprovechamiento de mejores precios
de la energía importada, según sea el caso. En ningún momento se pensó que
los intercambios de energía podrían ser una forma de abastecimiento confiable a
largo plazo.
La autonomía o autoabastecimiento han sido el concepto rector de las políticas
energéticas de los países de la región y en particular de las políticas de electricidad.
Los planes de expansión en los segmentos de generación y transmisión de energía
se realizan con el fin exclusivo de abastecer la demanda nacional con criterio de
mínimo costo. Considerar en los planes a futuro plantas que exporten energía de
manera firme y por prolongados períodos de tiempo no es una práctica normal
en el ejercicio de planificación, sea ésta puramente indicativa u obligatoria. El
nacimiento del MER y el surgimiento de un Séptimo Mercado (M7), conformado
por las transacciones de compraventa de energía por parte de los agentes del
MER, obligarán al grupo técnico regional encargado de la planificación indicativa
a replantear las hipótesis y estudiar escenarios que fomenten y posibiliten el
crecimiento sostenido del M7. [14]
4.2.
Estructura de mercado y economía política del
sector
El sector eléctrico costarricense se caracteriza por la presencia de un actor estatal dominante y verticalmente integrado, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). El mercado
mayorista no existe en Costa Rica, y el nivel de apertura es bajo pues el sector eléctrico costarricense se basa en un modelo de mercado no competitivo. [12]
Desde el punto de vista histórico es interesante señalar además que desde hace unas cinco
o seis décadas la producción de electricidad ha estado principalmente a cargo de empresas
estatales del sector público, con el Instituto Costarricense de Electricidad (más específicamente el Grupo ICE) como actor dominante en la generación y distribución de electricidad
73
y actor único en la fase de transmisión. Hasta mediados de los años noventa estas empresas
públicas proveían casi la totalidad de este servicio. En contraste, a mediados del Siglo XX
unas tres cuartas partes de la capacidad instalada era de propiedad privada y a inicios de la
década de los sesenta la capacidad instalada se distribuía casi en mitades entre los sectores
público y privado.
Desde mediados de la década de los años noventa la generación privada –cuyo desarrollo
ha sido políticamente controversial y duramente atacada por sectores opuestos a la apertura
de monopolio estatal del ICE, creado en los años cincuenta– aumentó considerablemente
hasta generar casi un 11 por ciento del total. A partir de entonces la participación privada
ha aumentado en forma sostenida hasta duplicar su aporte, que en la actualidad alcanza
cerca de un 20 por ciento. La generación privada ha recurrido obligadamente a las fuentes
renovables, como se mostró en el Cuadro 3.2. 1
En la actualidad los agentes de la industria eléctrica corresponden a 1 en transmisión
(el ICE), 37 en generación y 8 en distribución. Operan como generadores de electricidad 29
generadores privados, cuatro cooperativas de electrificación rural, dos empresas municipales
y dos empresas estatales. A manera de síntesis, el siguiente cuadro ilustra las magnitudes
relativas de capacidad instalada y generación para los principales actores en el sector de
energía eléctrica de Costa Rica. [17]
Agente
Potencia instalada
ICE + CNFL
79,8 %
ESPH
0,8 %
JASEC
1,0 %
Coneléctricas
4,4 %
Generadores privados
14,0 %
Otros
0,1 %
SEN
100,0
Generación neta
77,3 %
0,8 %
1,2 %
3,7 %
17,0 %
0,0 %
100,0
Cuadro 4.1: Tamaño relativo de agentes en el sector eléctrico (2012)
No se ha contado con toda la información actualizada para el presente año, pero las cifras
más recientes para los principales generadores (Grupo ICE y generadores privados) son de
aproximadamente 75 % y 20 %, respectivamente. A continuación se describe someramente la
historia y características de la capacidad instalada de cada uno de los generadores de energía
eléctrica en Costa Rica.
1
Una posible apertura más extensa del mercado eléctrico forma parte de proyectos de ley que se están
intentando tramitar en el Congreso hace varios años, lo cual ha motivado movimientos políticos de oposición
a lo largo de la última década.
74
4.2.1.
Generación
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
En 1948 un grupo de ingenieros eléctricos y civiles encabezados por Jorge Manuel Dengo
Obregón, presenta a la Junta Directiva del Banco Nacional un documento titulado ‘Plan
General de Electrificación de Costa Rica’. La trascendencia de esta iniciativa fue tal,
que el Banco Nacional lo remite al Gobierno de la República para que lo analizara y el
resultado fue la creación del Instituto Costarricense de Electricidad ICE, el 8 de abril
de 1949, como una Institución Estatal Autónoma. [32]
MISIÓN – Consolidar la preferencia de nuestros clientes renovando nuestra organización y cultura hacia el nuevo entorno competitivo.
VISIÓN – Ser el grupo empresarial líder e innovador de soluciones de telecomunicaciones y electricidad en el mercado regional.
En los siguientes tres cuadros se listan las plantas principales generadoras del ICE
según fuente y de acuerdo con año de inicio y capacidad.
Planta
Inicio de operaciones
Miguel Pablo Dengo
1982
Angostura
2000
Arenal
1978
Río Macho
1963
Pirrís
2011
Cachí
1966
Ventanas Garita
1987
Cariblanco
2007
Toro 2
1995
Toro 3
2014
Peñas Blancas
2002
La Garita
1958
Sandillal
1992
Toro 1
1995
Echandi
1990
Cacao
1981
Los Lotes
1956
Avance
1938
Puerto Escondido
1940
Capacidad (Gw)
174
172
157
120
136
109
97
88
96
49
38
37
32
23
5
0,7
0,4
0,2
0,2
Cuadro 4.2: ICE: Plantas hidroeléctricas
En la actualidad el ICE es dueño de cerca de un 75 por ciento de la capacidad instalada
(2.000 Mw de un total de 2.700 Mw) y otro 75 por ciento de la generación de electricidad
en el país, con activos fijos totales cercanos a los $ 8.300 millones e ingresos de operación
anuales (por servicios de electricidad) de alrededor de $ 600 millones. A fines del 2013,
75
Grupo ICE registraba una deuda consolidada de $ 3.5 billones (miles de millones), de los
cuales aproximadamente un 10 % es a corto plazo y cerca de un 80 % está denominado
en USD. [46]
El ICE es el componente principal del Grupo ICE que es dueño además de la CNFL
y RACSA. Tiene más de 14.000 empleados. La expansión del sistema eléctrico nacional (SEN) la realiza el ICE, en concordancia con los programas de expansión de las
empresas generadoras y distribuidoras de electricidad.
Planta
Inicio de operaciones
Miravalles 1
1994
Miravalles 2
1998
Miravalles V
2003
Boca de Pozo
1994
Las Pailas
2011
Capacidad (Gw)
55
55
21
5
35
Cuadro 4.3: ICE: Plantas geotérmicas
Plantas térmicas
Planta
Inicio de operaciones
Garabito
2011
Moín GasTejona
1991
San Antonio - Alquilerx
2008
Barranca - Alquilerx
2008
Moín CNFLx
2003
Barranca Gas
1974
San Antonio Gas
1973
Moín Pistón
1977
Pujol
2008
Colima
1956
Capacidad (Gw)
200
156
141
100
90
53
44
32
27
20
Cuadro 4.4: ICE: Plantas térmicas
Compañía Nacionbal de Fuerza y Luz (CNFL)
La Compañía Nacional de Fuerza y Luz se fundó en el año 1941 mediante la consolidación de varias empresas eléctricas: The Costa Rica Electric Light and Traction
Company, La Compañía Nacional de Electricidad y la Compañía Nacional Hidroeléctrica. En 1968 el ICE adquirió a la Electric Bond and Share Co., el 98,6 % de las acciones
de la CNFL y dejó el saldo en manos de empresarios costarricenses. El potencial de
generación es de 94,29 MW de capacidad instalada en diez plantas hidroeléctricas y
una eólica, las cuales generaron el 11 % de la energía comercializada (338 Gwh en 2012)
y el 89 % restante se le compró al ICE. Las plantas de la CNFL son las siguientes:
76
• Planta Hidroeléctrica Daniel Gutiérrez – 70,8 Gwh.
• Hidroeléctrica Brasil – 100,1 Gwh.
• Hidroeléctrica Cote – 10,8 Gwh.
• Hidroeléctrica Belén – 66,2 Gwh.
• Hidroeléctrica Río Segundo – 4,6 Gwh.
• Planta Hidroeléctrica Anonos (actualmente fuera de operación)
• Hidroeléctrica Electriona – 29,6 Gwh.
• Planta Hidroeléctrica Nuestro Amo (inhabilitada)
• Hidroeléctrica Ventanas (inhabilitada)
• Planta Hidroeléctrica El Encanto – 45,8 Gwh.
• Eólica Valle Central – 9,6 Gwh.
Junta Administradora de los Servicios Eléctricos de Cartago (JASEC)
En noviembre de 1961 un aumento desmedido de tarifas sumado al reclamo de mejores
instalaciones eléctricas en diferentes sectores de la provincia de Cartago, originaron la
llamada ‘huelga de pagos eléctricos’. En mayo de 1962 se movilizaron unidades del ICE,
con sus respectivas cuadrillas, con instrucciones para una corta masiva del servicio eléctrico. Después de varias manifestaciones y choques con la fuerza pública, en noviembre
de ese año la violencia dejó un saldo de tres personas fallecidas y gran cantidad de
heridos y detenidos. Sin embargo, eso logró que la Asamblea Legislativa agilizara el
Proyecto de Ley para una Junta Eléctrica en la provincia de Cartago, la Ley No. 3300
del 16 de julio de 1964, que nació un 12 de octubre de 1964. [35]
En la actualidad produce energía eléctrica por medio de las plantas hidroeléctricas de
Birrís, Barro Morado, Tuis y recientemente Toro III (49 Mw, desarrollado en conjunto
con el ICE e inaugurado el 4 de abril de 2014) y Torito II, ubicado en la zona de
Turrialba y cuya adquisición se llevó a cabo en el año 2012. Como empresa de servicios
públicos logró la modificación de la Ley de JASEC desde 1998, contando con evaluaciones y propuestas sobre el manejo de desechos sólidos y agua potable (Ley No. 7799
del 30 de abril de 1998). En el presente también se está consolidando el proyecto de
Infocomunicaciones para el acceso a la trasmisión de voz y datos. Asimismo, JASEC
está incursionando en energías no convencionales como eólica, biogás y solar.
La cobertura de JASEC es de un 10 por ciento del área de la provincia de Cartago y
de unos 300.000 abonados.
Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH)
La Empresa de Servicios Públicos de Heredia se fundó en marzo de 1976. La ESPH
inicialmente se ocupó básicamente de problemas de abastecimiento de agua, pero en el
presente se dedica a proveer agua potable, energía eléctrica, alumbrado público, alcantarillado sanitario y telecomunicaciones. El negocio de electricidad apenas sobrepasa
un 20 por ciento del presupuesto total. [27]
77
Recientemente implementaron el Proyecto de Rehabilitación de la Planta Hidroeléctrica
Tacares con un costo de $14.000.000, siendo la inversión más grande que ha hecho la
ESPH. Provee una potencia adicional de 7,000 kW, con una producción anual promedio
de 29,000,000 kWh, el equivalente la consumo de 15,600 hogares. El Proyecto Eólico
El Quijote se ubica en el Mogote de Bagaces, Guanacaste. Se trata de un proyecto de
generación con utilización del viento que se estima podría llegar los 36,000 kW; con
un potencial de generación de 20 – 60 Mw y una producción anual de 90 GWh con un
factor de planta de 56,1 %.
Los activos fijos de la empresa suman alrededor de $ 120 millones, con ventas anuales
por servicio de electricidad en el orden de $ 80 millones.
Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica (Coneléctricas)
En Costa Rica existen cuatro Cooperativas de Electrificación Rural:
• COOPEGUANACASTE R.L. – Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, fundada el 10 de enero de 1965.
• COOPELESCA R.L. – Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, fundada el 24 de enero de 1965
• COOPESANTOS R.L. – Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos, creada el 17 de enero de 1965.
• COOPEALFARORUIZ R.L. – Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro
Ruiz, fundada en 1972.
Estas cooperativas formaron el Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de
Costa Rica R.L (CONELÉCTRICAS R.L) en junio de 1989.
La Central Hidroeléctrica San Lorenzo entró en operación en el año 1997 y se encuentra
ubicada en Bajo Rodríguez, San Ramón. Aprovecha las aguas de los ríos San Lorenzo
y Jamaical, para una capacidad instalada de 17.000 kilovatios, una cantidad de energía
suficiente para dar servicio eléctrico a 29.000 familias o sea, 145.000 habitantes. [22]
En el año 2006, CONELÉCTRICAS R.L. inició la construcción de su segundo proyecto:
el Proyecto Hidroeléctrico Pocosol Agua Gata, ubicado en el Distrito de San Isidro de
Peñas Blancas, cantón de San Ramón. Consiste de dos proyectos independientes con
sus propias casas de máquinas – el Proyecto Hidroeléctrico Pocosol con las aguas del
Río Peñas Blancas y una capacidad de 24.0 Mw; por otra parte al incorporar las aguas
del Río Agua Gata a la conducción de Pocosol, se aprovecha la carga disponible para
una capacidad de 2.0 Mw.
Coopesantos vende a 34.000 servicios residenciales, 2.700 servicios comerciales, 34 industriales primarios y 5 grandes industrias. Coopeguanacaste lleva electricidad a 58.000
abonados residenciales, casi 10.000 comerciales y 290 industriales. Coopelesca sirve a
unos 77.000 abonados y Coopealfaroruiz cubre el cantón de Zarcero y lugares circunvecinos.
78
Generadores privados
Las empresas privadas que han incursionado en este campo llegan a un total de 29; con
22 de ellas en la modalidad hidroeléctrica, 1 geotérmica, 4 eólicas y 2 de cogeneración
con residuos vegetales. En el presente generan en conjunto alrededor de un 20 por
ciento del total, con una capacidad instalada cercana a un 13 por ciento de la potencia
instalada a nivel nacional. No son distribuidoras ya que venden energía al ICE por un
total de aproximadamente $ 120 millones (2012) a un precio promedio de $ 0,072 por
Kwh. [17]
Hidráulicas
• Unión Fenosa (La Joya)
• Hidroenergía del General S.A.
• Hidroeléctrica Caño Grande S.A.
• C. Grande 3
• Hidroeléctrica Doña Julia S.A.
• P.H. Don Pedro S.A.
• Esperanza
• Hidroeléctrica Aguas Zarcas S.A.
• Empresa Electrica Matamoros S.A.
• Hidroeléctrica Platanar S.A.
• El Angel S.A.
• Losko S.A. Poas-Rio Segundo II
• Rebeca
• Hidroeléctrica Rio Lajas S.A.
• Sta. Rufina
• Suerkata
• Tapezco
• El Embalse S.A.
• Río Segundo II
• Vara Blanca
• Rio Volcan S.A.
Geotérmica
G.G. Ltd.
Eólicas
• Aeroenergía
79
• Suez
• Movasa
• P.E.S.A
Cogeneración
• El Viejo
• Taboga
4.2.2.
Distribución
Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL)
La CNFL es la principal empresa distribuidora de electricidad en Costa Rica. Para
garantizar esa función cuenta con un sistema de distribución formado por 30 subestaciones, cerca de 6.500 kilómetros de líneas en operación (aproximadamente mitad primarias y mitad secundarias) y 2.137 MVA de capacidad instalada en transformadores
de distribución. Sus redes de distribución cubren 903 Km2 del Gran Área Metropolitana.
La CNFL cuenta con 515 mil clientes, que representan el 33 % del total del mercado
eléctrico nacional y casi un 40 % del total de Mwh vendidos. Se estima que el número
de usuarios supera el millón y medio de abonados y alrededor de un 85 por ciento son
residenciales. Su área de servicio abarca el 2 % del territorio nacional y una cobertura
del 99 % de la zona servida.
Los activos fijos llegan a $ 1.100 millones y los ingresos por ventas de energía alcanzaron
unos $ 535 millones en el año 2013. Estas ventas de energía representan unos 3.400 Gwh
por año en 2013 y se distribuyen en 40 por ciento residencial, 15 por ciento industrial
y 42 por ciento comercial; con un pequeño residuo de 3 por ciento para alumbrado
público. Para ese mismo período los consumos promedio por abonado por mes fueron
de 254 Kwh para residencial, 43.000 Kwh para industrial y 1.800 Kwh para el sector
comercial. El precio promedio del Kwh vendido es de $ 0,15 para esta compañía. [36]
[21] [17]
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
Distribuye a cerca de 40 por ciento de los abonados y un tanto similar de los Mwh
vendidos, de manera que junto con la CNFL del mismo Grupo ICE dominan la distribución a nivel nacional. La actividad de distribución del ICE opera con unos 20.000
km de líneas. En el presente vende 3.600 Gwh al sector residencial (1.300), comercial
(1.000), otros (100) e industrial (1.200); con un precio promedio de $ 0,16.
ESPH – abastece a unos 75.000 clientes en la zona de la provincia de Heredia. Vende
alrededor de 600 Gwh a los sectores residencial (37 %), comercial (31 %) e industrial
(32 %) a un precio promedio de $ 0,13 por Kwh. Representa un 6 % del total de ventas
en Kwh. [17]
80
JASEC – Como se señaló antes JASEC distribuye a un 10 por ciento del área de la
provincia de Cartago y a unos 85.000 abonados. Sus ventas anuales son de aproximadamente 550 Mwh y se distribuyen en 47 % para residencial, 24 % comercial o general,
2 % otros y 27 % industrial. El valor del Kwh promedio vendido es de $ 0,13 por Kwh.
Representa un 5,6 % del total de ventas en Kwh.
Coneléctricas – El total de abonados es de alrededor de 190.000, la mayoría en el
sector residencial. Las ventas anuales alcanzan unos 900 Mwh en la actualidad y su
mercado es en un 46 % residencial, 34 % comercial, 4 % otros y 16 % industrial. El
precio promedio del Kwh vendido por estas Coneléctricas es de $ 0,15. Dentro del total
de Mwh vendidos la participación de estas cooperativas es de casi 9 %.
Como se verá más adelante, el papel del distribuidor como intermediario es de vendedor
único en su zona de atención y el costo de compra de la energía al Sistema de Generación es
trasladado directamente a las tarifas del Sistema de Distribución. [20]
De la descripción que se acaba de hacer de los agentes distribuidores vale la pena rescatar
que en el presente los generadores privados venden al ICE a un precio en promedio $ 0,072 por
Kwh mientras que el resto de los agentes venden a los consumidores finales con precios entre
$ 0,13 y $ 0,16 por Kwh. Si bien en lo relacionado con la tarifa a los consumidores finales
aún falta incluir los costos de transmisión y de distribución imputables a los generadores
privados, es importante señalar que este considerable diferencial no siempre ha existido y se
origina en una diversidad de factores, incluyendo la coyuntura de generación térmica y los
procesos de inversión antes descritos para los otros agentes.
Pero desde luego esto también tiene que ver directamente con las metodologías tarifarias
y la manera en que los costos de operación y de inversión se trasladan a las tarifas; tema que
se analizará más adelante en la Sección 5.2. En este sentido llama la atención por ejemplo
que el precio promedio de generación privada es similar al que existía durante la vigencia
de la primera generación de contratos hechos a inicios y mediados de los años noventa; los
cuales empezaron a expirar a fines de la década que recién finalizó. Se podría suponer que
ese nivel debió disminuir a raíz de la depreciación y costos hundidos de la inversión inicial,
pero por otra parte también es necesario considerar tanto el impacto de los nuevos contratos
como el de las nuevas metodologías tarifarias para los generadores privados preexistentes;
que se describirán más abajo en la mencionada sección.
En cualquier caso, será importante eventualmente analizar con detalle los factores que han
llevado a esta situación de costos significativamente diferentes para los subsectores. Algunos
de ellos ya se han mencionado antes; incluyendo entre otros dimensiones de tipo administrativo, de planificación energética, de mercados de combustibles fósiles, de instituciones y
grupos ambientalistas y de procesos de cambio climático.
81
4.2.3.
Transmisión
Esta fase es controlada en un 100 por ciento por el ICE, que posee cerca de 1.700 kilómetros de líneas de transmisión. La transmisión de energía eléctrica es responsabilidad de la
Unidad Estratégica de Negocios - Transporte del Sector Electricidad del ICE.
La Unidad Estratégica de Negocios Centro Nacional de Control de Energía (UEN CENCE) del ICE tiene la responsabilidad de dirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico
Nacional para satisfacer la demanda eléctrica del país, así como la coordinación del transporte de electricidad a la región de América Central, dentro del Mercado Eléctrico Regional
(MER). Participan como socios de esta línea tanto empresas públicas como privadas; además de las empresas centroamericanas, son socias de este proyecto ISA de Colombia, CFE
de México y la europea ENDESA. [20]
El ICE-Sector Electricidad a través de su dependencia UEN Transporte de Electricidad
es el encargado de la planificación, operación, mantenimiento y ampliación de la red de
transmisión (líneas y subestaciones de transmisión) a nivel nacional. Realiza estudios de alternativas de red, asociadas a los proyectos de generación para encontrar la mejor alternativa
que permita proveer al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) una infraestructura capaz de brindar los servicios de transporte e interconexión, conexiones de alta tensión, transformación y
conexiones de media tensión.
La red de transporte de electricidad de Costa Rica está compuesta por subestaciones,
líneas, transformadores y equipo de compensación de potencia reactiva. La misma opera a
dos niveles de tensión principales, siendo el más importante el de 230 kV por su ubicación,
permitiendo el transporte de grandes bloques de energía desde la zona norte y desde el
Atlántico. El nivel de 138 kV se ubica principalmente en la zona central que forma un anillo
central. A diciembre del 2012 el Sistema de Transmisión contaba con una longitud de 2.136
kilómetros de líneas de transmisión y 9.286 MVA de capacidad instalada en subestaciones.
[20]
En lo que sigue, habiendo analizado tanto el marco legal como el político-institucional,
la estructura de mercado y los principales agentes, se describirá el proceso de regulación
tarifaria en sus aspectos generales o de principio así como sus aspectos más concretos y
aplicados. Al final se hará una reflexión sobre temas que se han considerado especialmente
importantes y cuya consideración se quiere destacar en forma especial.
82
Capítulo 5
Regulación de las tarifas eléctricas
En los capítulos precedentes se han sentado algunas bases y se han desarrollado conceptos
y puntos de referencia para un análisis de la práctica de la regulación tarifaria del sector
energía eléctrica en Costa Rica. Vale la pena repasar brevemente los puntos más importantes
de ese recorrido en lo que se refiere a esta actividad:
(a) Los mercados mundiales de energía están dominados muy claramente por los combustibles fósiles y todo parece indicar que eso seguirá siendo así en el futuro previsible; por
lo que hay una alta probabilidad de que no se atenúen o incluso de que se exacerben
los procesos de cambio climático. Es posible que a nivel mundial ya se haya alcanzado
el pico de producción de petróleo, pero aún existe incertidumbre sobre esto.
(b) Costa Rica posee una generosa disponibilidad de recursos energéticos renovables y se
estima que el país está aprovechando un 63 por ciento del potencial geotérmico, un 45
por ciento del eólico, un 46 por ciento de la biomasa y apenas un 23 por ciento del
potencial hidroeléctrico. Sin embargo, salvo por una relativamente mayor proporción
de hidroelectricidad y de biomasa el consumo aparece de nuevo dominado por los
combustibles fósiles. Durante el último quinquenio esto ha sido agravado por el consumo
de diésel y búnker para la generación térmica. Sin embargo, el consumo de energías
comerciales del país está determinado básicamente por el transporte y los derivados
del petróleo.
(c) En unidades físicas, la capacidad instalada total en el sistema eléctrico nacional (SEN)
llega a unos 2.700 Mw; de los cuales un 86 % es de propiedad pública y –desde el punto
de vista de fuentes– un 78 % del total corresponde a energías renovables. Ha crecido a
un ritmo promedio anual de 3,8 % durante la última década, implicando un aumento
por habitante de 2,4 por ciento por año. En años recientes se registra un aumento
importante en la capacidad instalada para generación térmica, que ya alcanza cerca de
un 20 por ciento del total.
(d) Actualmente, el ICE posee el 75 % de la capacidad instalada en hidro y 85 % en térmica
y geotérmica, así como una tercera parte del total en eólica. Por otra parte, de los 380
83
MW instalados por la empresa privada un 55 % es hidráulico, un 7,8 % geotérmico,
26 % eólico y 10,5 % residuos vegetales; especialmente bagazo de caña.
(e) El Valor Bruto de la Producción en obras públicas en energía, que es el principal
componente de este rubro ya que en el presente es mucho más importante que la
inversión privada, alcanza en promedio un 37 por ciento del VBP del sector para toda
la serie y alrededor de 50 por ciento en la actualidad. Como es sabido, la inversión
es un rubro muy importante en comparación con el giro corriente del negocio en este
sector, por lo que el mecanismo de traslado de estos costos de inversión a las tarifas es
determinante.
(f) Para las últimas dos décadas se observa un crecimiento promedio de 4,5 por ciento
anual en la producción de energía eléctrica para consumo final, que ya alcanza cerca
de 38.000 TJ, si bien esa tasa cae a 1,8 por ciento desde inicios de la Gran Recesión en
el año 2008; comparado con 4,6 por ciento y 3,4 por ciento para el PIB. La oferta de
energía hidroeléctrica por parte del ICE (junto con otros operadores públicos de menor
escala) ha sido dominante en Costa Rica desde hace más o menos medio siglo.
(g) El comercio regional ha sido poco significativo, apenas alcanzando en promedio un 4
por ciento de la producción. Desde el año 2006 el saldo neto ha ido creciendo como
proporción desde 3,4 por ciento hasta 8,1 por ciento; además de mostrar una tendencia
a ser negativo.
(h) Desde el punto de vista del consumo sectorial, uno de los principales clientes siempre ha
sido el sector residencial. Sin embargo, hace apenas dos décadas el aporte residencial al
total del consumo llegaba a 46 por ciento, con el sector industrial alcanzando la mitad
de esa proporción. En la actualidad esas proporciones se acercan a 40 y 20 por ciento,
respectivamente, mientras que en ese mismo lapso el sector servicios aumentó desde
30 % hasta 37 %.
(i) En cuanto al consumo del sector industrial, su coeficiente de intensidad para la electricidad muestra una tendencia a contraerse, aumentar coyunturalmente con el establecimiento del polo de alta tecnología y luego empezar a caer de nuevo hasta el presente;
al tiempo que el coeficiente para búnker cae en forma sostenida de forma más acelerada. La dinámica de los precios de la energía parece asociarse significativamente con la
historia de las intensidades energéticas de cada fuente.
(j) En lo que se refiere al sector residencial el coeficiente de intensidad para la electricidad
es comparativamente estable, pero muestra una tendencia levemente decreciente durante el decenio más reciente. El consumo residencial de electricidad creció según tasas
anuales promedio 4,2 por ciento hasta 2008, para luego desacelerarse significativamente
a tasas de tan sólo 0,9 por ciento anual; menores que el crecimiento demográfico. Al
igual que en el caso de la industria, el efecto precio puede haber sido dominante en
años recientes; a pesar de una política de subsidios a las tarifas del sector residencial.
(k) Durante el período de análisis el coeficiente correspondiente al sector servicios aumentó
casi 25 por ciento en forma sostenida. Las compras de electricidad de estos sectores
84
aumentaron en un 5,4 % anual en comparación con un 4 por ciento de aumento medio
en su VBP conjunto, en contraste con los casos de los sectores industrial y residencial.
(l) La dinámica de los precios sectoriales durante la década más reciente muestra un precio
consistentemente menor para los sectores industrial y residencial en comparación con
el correspondiente al sector servicios; si bien ese margen tiende a disminuir en forma
bastante consistente desde un 30 por ciento hasta aproximadamente un 20 por ciento en
los últimos años. También vale la pena señalar que el sector industrial no es homogéneo
en su tratamiento tarifario ya que se compone de tres segmentos: industrial menor,
grandes industrias y grandes industrias de alta tensión. Para las industrias de alta
tensión el incremento alcanza un factor significativamente menor a los demás.
(m) Para el sector residencial la factura energética total es la más importante en comparación con otros sectores y llega a aproximadamente un 6,8 por ciento del consumo,
mientras que para la industria manufacturera y los servicios es apenas de 2,4 y 1,8
por ciento en promedio. Sin embargo, la gasolina representa un 70 por ciento y la
electricidad un 25 por ciento del valor del gasto energético de los hogares, mientras
que la electricidad es más importante en la industria (50 %) y sobre todo en los servicios (90 %). Aún así, de nuevo destaca que los combustibles fósiles son el principal
componente de gasto energético, con excepción del sector servicios.
(n) La tarifa eléctrica promedio parece estar ‘superindizada’ en el sentido de que ha aumentado más rápidamente que cualquiera de los componentes o factores de influencia,
con excepción del diésel y el búnker que apenas la superan a lo largo del período de dos
décadas. Durante el período más reciente el incremento anual promedio en las tarifas
equipara el del período largo de dos décadas, mientras que los indicadores de costos
se desaceleran sin excepción durante el lapso más reciente 2006-2013; incluyendo los
combustibles. En este contexto destaca el Índice de Salarios Mínimos para el sector
eléctrico puesto que aumenta por encima de cualquier otro componente de costos y del
aumento promedio en las tarifas.
(ñ) Desde el punto de vista de su organización legal e institucional las instituciones públicas
más directamente ligadas con la regulación, la planificación, la generación, la transmisión y distribución de energía eléctrica en Costa Rica son la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos (ARESEP), el Ministerio de Ambiente y Energía, el Ministerio
de Planificación y Política Económica (MIDEPLAN), la Defensoría de los Habitantes
(Defensoría), el Ministerio de Economía y Comercio (MEIC) y desde luego los productores; que se subdividen en públicos y privados de acuerdo con el régimen legal que los
ampara. El sector de productores públicos tiene una serie de organizaciones de diferente naturaleza y alcance, incluyendo organizaciones sindicales y empresas periféricas
que brindan una diversidad de servicios a los principales proveedores; mientras que los
generadores privados están agrupados en una sola instancia. Los usuarios cuentan con
al menos dos organizaciones formales de carácter privado, pero también se organizan
en cámaras de usuarios empresariales como la UCCAEP y los grupos ambientalistas.
(o) Las leyes más importantes en este campo tienen que ver directamente con la actividad
reguladora, como las leyes de la ARESEP, MOPT, MINAE y CTP, e indirectamente
85
como en el caso de la legislación sobre la promoción de la competencia y los derechos
de los consumidores o bien la Defensoría de los Habitantes, que en repetidas veces ha
tomado posiciones sobre asuntos tarifarios.
(p) Desde la perspectiva de la economía política y de la estructura de mercado el sector
eléctrico costarricense se caracteriza por la presencia de un actor estatal dominante
y verticalmente integrado. El mercado mayorista no existe en Costa Rica, y el nivel
de apertura es bajo pues el sector eléctrico costarricense se basa en un modelo de
mercado no competitivo. Desde el punto de vista histórico, la producción de electricidad
ha estado principalmente a cargo de empresas estatales del sector público durante
las últimas cinco o seis décadas, con el Instituto Costarricense de Electricidad (más
específicamente el Grupo ICE) como actor dominante en la generación y distribución
de electricidad y actor único en la fase de transmisión.
(q) Desde mediados de la década de los años noventa la generación privada aumentó considerablemente hasta generar casi un 11 por ciento del total. A partir de entonces la
participación privada ha aumentado en forma sostenida hasta duplicar su aporte, que
en la actualidad alcanza cerca de un 20 por ciento. La generación privada ha recurrido
obligadamente a las fuentes renovables.
(r) En la actualidad los agentes de la industria eléctrica corresponden a 1 en transmisión
(el ICE), 37 en generación y 8 en distribución. Operan como generadores de electricidad 29 generadores privados, cuatro cooperativas de electrificación rural, dos empresas
municipales y dos empresas estatales. El Grupo ICE genera y distribuye aproximadamente tres cuartas partes del total y los generadores privados cerca de un 15 por ciento;
con el resto a cargo de empresas regionales.
(s) De la descripción de las características de los principales agentes distribuidores se observa que en el presente los generadores privados venden al ICE a un precio en promedio
$ 0,072 por Kwh mientras que el resto de los agentes venden a los consumidores finales
con precios entre $ 0,13 y $ 0,16 por Kwh. Si bien en lo relacionado con la tarifa a
los consumidores finales aún falta incluir los costos de transmisión y de distribución
imputables a los generadores privados, es importante señalar que este considerable diferencial no siempre ha existido y se origina en una diversidad de factores, incluyendo
la coyuntura de generación térmica y los procesos de inversión antes descritos para los
otros agentes.
(t) Lo anterior tiene que ver directamente con las metodologías tarifarias y la manera en
que los costos de operación y de inversión se trasladan a las tarifas. En este sentido
llama la atención que el precio promedio de generación privada es similar al que existía
durante la vigencia de la primera generación de contratos hechos a inicios y mediados de
los años noventa; los cuales empezaron a expirar a fines de la década que recién finalizó.
En este sentido es necesario considerar tanto el impacto de los nuevos contratos como
el de las nuevas metodologías tarifarias para los generadores privados preexistentes y
será importante analizar con detalle los factores que han llevado a esta situación de
diferenciales tarifarios significativos entre subsectores.
86
(u) Finalizando la descripción de la estructura de mercado, en Costa Rica la fase de transmisión es controlada en un 100 por ciento por el ICE, que posee cerca de 1.700 kilómetros de líneas de transmisión. La transmisión de energía eléctrica es responsabilidad
de la Unidad Estratégica de Negocios - Transporte del Sector Electricidad del ICE.
De todas estas consideraciones se puede concluir que la regulación de estos mercados,
específicamente el de servicios de energía eléctrica, se encuentra inmersa transversalmente en
un entorno ecológico, económico, institucional, legal y social que no se puede ignorar a riesgo
de reducir la regulación a un proceso –casi automático– de contabilización y reconocimiento
de costos para la fijación de tarifas.
Pero además, en un sentido longitudinal, la regulación de este sector no puede ser miope
a las tendencias de mediano y largo plazo en el contexto nacional y mundial y al hecho de que
la microcomposición de las tarifas termina por amplificarse en forma compuesta; definiendo
en última instancia los procesos de formación de capital que se van a plasmar a través del
tiempo en los macrosistemas futuros de provisión de energía eléctrica; un sector inmerso
sobre todo en el mediano y largo plazo.
En este sentido, se puede adelantar que el principio de servicio al costo que rige buena
parte del quehacer de la Autoridad Reguladora es a la vez excesivamente estrecho y excesivamente amplio ya que se presta a cualquiera de las dos interpretaciones - regulación en
sentido estrecho o regulación en sentido amplio.
En lo que sigue, habiendo analizado tanto el marco legal como el político-institucional,
la estructura de mercado y los principales agentes, se describirá el proceso de regulación
tarifaria en sus aspectos generales o de principio así como sus aspectos más concretos y
aplicados. Al final se hará una reflexión sobre temas que se han considerado especialmente
importantes y cuya consideración se quiere destacar en forma especial.
5.1.
Metodologías en teoría – principios regulatorios
Si se toma partido con la interpretación más amplia o integral de la regulación, se puede inferir que ésta genera una serie de responsabilidades que superan la (por otra parte
necesaria) mera contabilización y reconocimiento de costos en un sentido inmediato. Éstas
responsabilidades se derivan de las principales implicaciones de la exposición anterior relativa
al contexto energético e institucional; específicamente en relación con el sector eléctrico. Además, es importante señalar que esas responsabilidades son en términos generales plenamente
consistentes con el marco normativo e institucional vigente.
Una responsabilidad ecológica y de sustentabilidad, que permita internalizar algunos de
los costos asociados con la contaminación, la emisión de gases con efecto invernadero,
la destrucción o degradación del medio ambiente y sus consecuencias sobre el cambio
climático o la calidad de vida de la población.
87
Una responsabilidad de diversificación energética en el sentido de proveer incentivos
para la sustitución de fuentes, en el sentido ‘correcto’ y en coordinación con la visión
energética de largo plazo.
Una responsabilidad de promoción de la eficiencia y minimización de costos energéticos, recurriendo al benchmarking y evitando reconocer gastos excesivos.
Una responsabilidad de formación de capital físico y humano, en el sentido de considerar la inversión en equipo y personal como elementos integrales de un mejoramiento
del servicio en el largo plazo.
Una responsabilidad de coordinación con otras instancias públicas y privadas, estableciendo canales de comunicación permanentes sobre las implicaciones de mediano y
largo plazo de la composición, los niveles relativos y los niveles absolutos de las tarifas
eléctricas. Esto incluye gestiones para –entre otras– promover la competencia, reducir
o eliminar las ‘áreas grises’, los conflictos de mandatos y la redundancia de esfuerzos
en un mismo sentido.
Una responsabilidad de transparencia en el sentido de coadyuvar en el mejoramiento
y accesibilidad de las estadísticas y de todos los sistemas de información relacionados
con la gestión reguladora tanto a nivel micro como de los sectores de actividad.
De hecho, estas responsabilidades son además totalmente congruentes con la declaración
de los Principios Regulatorios de la ARESEP: [3]
1. Servicio al costo La Autoridad Reguladora fijará las tarifas de acuerdo con lo establecido en la Ley 7593, entendiendo por costo, el costo de oportunidad social de largo
plazo de los servicios. Los criterios de eficiencia económica, equidad social, sostenibilidad ambiental y conservación de los recursos serán elementos centrales en la definición
de ese costo.
2. Bienestar de las personas La Autoridad Reguladora orientará el ejercicio de sus competencias hacia la promoción activa de un creciente bienestar para la población del
país, al fomentar condiciones óptimas de cantidad, calidad, continuidad, oportunidad
y confiabilidad en la provisión de los servicios públicos.
3. Unidad calidad y precio En la fijación de tarifas, se deberá hacer explícita la calidad de
los servicios, establecida mediante normas técnicas, de manera que tanto los usuarios
como los prestadores de los servicios públicos conozcan con claridad los estándares que
estos deben cumplir.
4. Universalidad La Autoridad Reguladora promoverá que las personas disfruten del derecho de acceso a los servicios públicos, a una distancia razonable del sitio donde se
genera la necesidad (acceso universal). Además, dentro de las posibilidades del país,
promoverá el acceso directo a estos servicios (servicio universal).
88
5. Competencia La competencia será promovida por la Autoridad, en la medida en que
pueda ser utilizada como un instrumento para minimizar el precio y elevar la calidad
de los servicios públicos. Cuando esto no sea posible, se recurrirá a los mecanismos que
resulten en el menor costo social posible para la regulación de la calidad y la fijación
de tarifas.
6. Regulación eficiente En el cumplimiento de los objetivos de la regulación, se impulsará
el desarrollo de los modelos y prácticas de regulación que impongan el mínimo costo
directo e indirecto a los prestadores de servicios públicos, los usuarios de esos servicios
y la sociedad en su conjunto.
7. Responsabilidad del prestador La Autoridad Reguladora ha de evitar la sustitución de
las responsabilidades que corresponden a los prestadores de servicios, en relación con
la preparación y ejecución de planes, presupuestos, contratos, convenios y demás actos
propios de la administración de los servicios públicos regulados.
8. Iniciativa regulatoria Por iniciativa propia y de manera oportuna, la Autoridad Reguladora promoverá los cambios que resulten necesarios y convenientes para el mejor
desarrollo de los servicios.
9. Diálogo y participación La Autoridad Reguladora fomentará el diálogo permanente y
la participación en los procesos de regulación de los diferentes actores involucrados,
en el marco de independencia de criterio y de transparencia que debe caracterizar al
órgano regulador.
10. Difusión de información La Autoridad Reguladora propiciará la difusión y el intercambio de información nacional e internacional sobre las características de los mercados,
las tecnologías, el entorno, los procesos y los resultados de las actividades reguladas.
A estas listas llenas de intersecciones y objetivos comunes es importante añadir otra
relativa al ‘deber ser’ de la regulación tarifaria de los servicios públicos. Se trata de un breve
inventario de temas que ha resultado de entrevistas y conversaciones con Directivos y altos
funcionarios de la ARESEP en el transcurso de la preparación de este trabajo.
De esas conversaciones surge una variedad de planteamientos y manifestaciones de lo que
que deben ser las prioridades de la ARESEP en este momento; muchas veces en contraste
directo con lo que ha sido la práctica regulatoria hasta ahora. En la siguiente lista se puntualizan varios temas que se consideran de primera importancia; ahora desde el punto de
vista de los propios reguladores.
Se hace necesario pensar más en términos estratégicos y empezar a reducir el aislamiento institucional.
Hace falta conocer mejor el negocio y acercarse al ‘estado del arte’ en materia de mecanismos de regulación; superando una herencia de metodologías informales y anticuadas.
89
La regulación podría ser más eficaz y se podría utilizar mejor el marco legal existente.
Sin embargo, es importante también discutir y cuestionar si en la ley de ARESEP se
encuentra implícito un enfoque (costo más margen) que puede ser limitante en varios
sentidos.
Solventar las restricciones ‘exógenas’ o externas a la institución; en particular las relaciones con instancias como MIDEPLAN, MEIC y MINAET.
Es necesario definir y formalizar mejor el concepto de ‘empresa tipo’. En este mismo
sentido se hace necesario mejorar la contabilidad regulatoria para poder implementar
esquemas de ‘benchmarking’; tema íntimamente ligado al de la eficiencia y los límites
a la incorporación de costos. Se debe regular industrias, no empresas - el énfasis se
debe poner sobre un determinado mercado y no sobre agentes individuales; asimismo
es prioritaria la identificación de bienes homogéneos.
La obligación de fijar tarifas en determinadas condiciones y con límites de tiempo
requiere formalizar mejor y establecer con mayor claridad las exigencias de información;
incluyendo reforzar los requisitos de información con sanciones.
Es necesario establecer algún tipo de métrica o conjunto de criterios para evaluar los
modelos que se utilizan. Asimismo, definir con claridad qué se entiende por una buena
regulación.
Otro tema de gran importancia pero no exento de complejidad es el tema de cómo
incorporar la calidad en el campo de los servicios públicos.
Una vertiente crucial de toda esta discusión reside en los incentivos a la inversión; así
como la forma de compatibilizar varios conceptos más amplios de ‘costo’ con la noción
de ‘equilibrio financiero’.
Casi todas estas responsabilidades, principios y planteamiento de prioridades tienen implicaciones tarifarias bastante directas. En este contexto, en las siguientes secciones se examinará con mayor detalle la orientación, el contenido y los mecanismos utilizados por las
metodologías concretas en el campo de la energía eléctrica.
5.2.
Metodologías en la práctica
En forma análoga a otros sectores regulados, para el sector energía eléctrica también se
aplica en alguna medida la dicotomía ajuste ordinario–ajuste extraordinario, con las mismas
características: los ajustes ordinarios son más detallados e incluyen algún análisis de los
procesos de inversión, mientras que los ajustes extraordinarios se concentran en restituir a
las empresas el aumento acelerado en uno o varios de sus componentes de costos operativos
y de esa manera salvaguardar su flujo de caja y equilibrio financiero de corto plazo. El ajuste
puede en principio igualmente ir a la baja si así lo justifica la coyuntura. 1
1
Varias partes introductorias y descriptivas de las metodologías en energía eléctrica se han transcrito
(citando) de un excelente resumen hecho por el ICE y la CNFL para la Comisión de Integración Energética
90
Es importante advertir aquí que, de nuevo en línea con las premisas metodológicas externadas en la Introducción, la descripción de las metodologías se hará sin recurrir a lenguaje
muy técnico o especializado hasta donde sea posible; además de circunscribirse a lo general
en vez de al detalle que abunda en estos procedimientos tarifarios.
5.2.1.
Ajustes ordinarios para el sector público
La metodología tarifaria general se basa en calcular un costo promedio contable, al cual
se le adiciona un porcentaje de utilidad, llamado también rédito para el desarrollo. En la
práctica esta metodología implica igualar los ingresos con los costos económicos, donde estos
últimos, a diferencia de los costos puramente contables, incluyen una utilidad razonable y
justa acorde con el capital invertido. Los gastos comprenden además los gastos de operación
y mantenimiento, el gasto por depreciación, los gastos administrativos y cualquier otro gasto
asociado al suministro efectivo del servicio público, con el principio de que todo gasto incluido
en el cálculo de tarifas debe ser útil y utilizado; es decir, necesario para el suministro efectivo
del servicio público de que se trata y tratarse de un gasto efectivamente realizado. [20]
El modelo para determinar el ajuste tarifario ordinario
comercialización eléctrica requiere de:
2
el sistema de distribución y
(a) Cálculo de ingresos totales,
(b) Cálculo de costos totales,
(c) Cálculo del rédito para el desarrollo,
(d) Cálculo del ajuste tarifario y,
(e) Cálculo de la tarifa.
El modelo establece que la tarifa debe ser suficiente para generar los ingresos que permitan
al operador cubrir los costos totales asociados al servicio que se regula, además de garantizar
un monto sobre el capital invertido denominado rédito para el desarrollo que depende de la
tasa de rédito establecida y la base tarifaria: 3
IT = COM A + (R ∗ BT )
Regional (ver [20]). Otra parte importante de la descripción de las metodologías fue provisto directamente
por la Intendencia de Energía de la ARESEP.
2
Para los distribuidores también se cuenta con una metodología extraordinaria.
3
Como se señaló antes el costo de compra de la energía al Sistema de Generación es trasladado directamente a las tarifas del Sistema de Distribución. [20] Ese costo de compra en términos generales sigue un
modelo de costeo análogo –en sus principales aspectos– a los que se describen a continuación; o sea, básicamente modelos de costo más rédito. Se ha preferido describir el proceso en la fase de distribución ya que es
la que determina la tarifa final de venta a los consumidores.
91
Donde:
IT = Ingresos totales. Incluye los ingresos por venta de energía y otros ingresos que
generan los operadores producto del servicio.
COM A = Costos totales de operación, mantenimiento y administración y otros costos
en que incurran los operadores para brindar el servicio.
R = Tasa de rédito para el desarrollo.
BT = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo Neto promedio en Operación Revaluado
(AFNOR) y el Capital de trabajo.
La aplicación del modelo establecido en la fórmula requiere del cálculo, revisión, depuración y ajuste de la información estadística y contable para los períodos establecidos en la
presente metodología. Posteriormente, esta información se emplea como insumo para estimar
y proyectar los elementos que definen el ajuste tarifario para el período en que entra a regir
dicho ajuste. [6] Lógicamente, esto a su vez requiere de una contabilidad de costos muy estricta cuyas características concretas son bastante difíciles de apreciar y valorar para alguien
ajeno al proceso; amén de los problemas técnicos propios de este campo especializado de la
contabilidad. No obstante, este aspecto es de crucial importancia para la implementación de
ésta o cualquier otra metodología y vale la pena considerar la posibilidad de evaluar éste
aspecto por sí solo en un estudio más específico.
En cuanto a los componentes de la fórmula, los ingresos totales comprenden todos los
ingresos por venta de energía y otros ingresos asociados al segmento de distribución y comercialización, tales como multas, reconexiones, alquiler de transformadores y postes, devolución
de servicios de regulación, entre otros. El total de energía vendida debe ser igual a la suma
de la energía comprada y la energía generada por el operador.
Los costos de operación, mantenimiento y administración son aquellos necesarios para
prestar el servicio de distribución y comercialización de electricidad. Incluye los siguientes
costos:
COM A = CE + P eaje + OyM + Admin + Co + Cr + D + P a + P er + I + SG + A
Donde:
CE = Gasto por compras de energía total. Incluye las compras de energía al ICE, terceros
y generación propia.
P eaje = Es el registro del pago realizado a otra institución por el transporte de energía.
Precio vigente del sistema de transmisión multiplicado por los KWh comprados.
OyM = Costo de operación de las actividades necesarias para que los activos productivos
brinden servicios capaces de generar beneficios en el período contable, así como darles el
mantenimiento correctivo y preventivo que garantice su óptimo funcionamiento.
Admin =Representa los gastos de unidades o departamentos de apoyo los cuales son
92
distribuidos entre los diferentes sistemas, se registran los gastos en que incurren las distintas
áreas.
Co = Gastos por comercialización. Son los gastos asociados a la gestión comercial de
la venta de electricidad a la totalidad de usuarios del servicio. Se incluye todos los gastos
asociados al cobro, facturación, reparaciones, lecturas, entre otros.
Cr = Canon regulación. Monto autorizado por la CGR, como pago por los servicios de
regulación. Es la suma por concepto de canon de regulación y de calidad. Se considera la
contribución porcentual de los ingresos de cada sistema respecto a los ingresos totales para
su asignación.
D = Gasto por depreciación: monto resultante de aplicar el método de depreciación lineal.
P a = Gastos por partidas amortizables. Corresponde a software y licencias según la
vida útil, tiempo en uso y monto de adquisición. En general, considera la amortización de
intangibles.
P er = Gastos por pérdidas de retiros de activos. En esta cuenta se registran las pérdidas
incurridas al retirar un activo productivo.
I = Gasto por incobrables: se reconoce el porcentaje técnicamente fijado por la ARESEP
para ese fin. Sin embargo, el operador debe realizar la justificación técnica del porcentaje
solicitado.
SG = Gasto por seguros. En esta cuenta se registran los contratos de seguros.
A = Arrendamientos. Monto total de los gastos por ese concepto, según los contratos
vigentes.
Habiendo descrito los costos de operación, mantenimiento y administración, los componentes de la fórmula IT = COM A + (R ∗ BT ) que requieren de un poco más de elaboración
son los dos últimos – el rédito para el desarrollo y la base tarifaria.
La base tarifaria está compuesta por el activo fijo neto en operación revaluado (AFNOR)
y el capital de trabajo (CT) de la empresa. El activo fijo neto en operación reevaluado se
calcula de la siguiente forma:
AF N OR = (AF Rch + AF Rcr ) − (DAch + DAcr )
Donde:
AF N OR = Activo fijo neto en operación revaluado.
AF Rch = Total activos fijos al costo histórico al final del año.
AF Rcr = Total activos fijos revaluados al final del año.
DAch = Depreciación acumulada del activo al costo histórico al final del año
DAcr = Depreciación acumulada de los activos al costo revaluados al final del año
93
Por su parte el capital de trabajo está compuesto por el período medio de cobro como
factor de ponderación de los gastos de operación, mantenimiento y administración disminuidos por las depreciaciones, las partidas amortizables, las compras de energía y los gastos por
peaje. Se requiere calcular el promedio de las cuentas por cobrar de los estados financieros
de los últimos 3 periodos anuales auditados.
CT = [( CxC
) ∗ 360] ∗
IV
(COM A−GDA −GA −GP −GE
)
360
Donde:
CT = Capital de trabajo
CxC = promedio de las cuentas por cobrar de los últimos 3 años disponibles
IV = Ingreso por ventas de energía
COM A = Costos de operación, mantenimiento y administración
GDA = Depreciación de activos
GA = Gastos por partidas amortizables
GE = Gastos por compra de energía
GP = Gastos por peaje
Recuérdese que la base tarifaria está compuesta por el activo fijo neto en operación
revaluado (AFNOR) y el capital de trabajo de la empresa (CT), según se acaban de definir.
Una vez que eso está determinado, sobre esa base tarifaria se reconoce un rédito al desarrollo
(R), con el objetivo de incentivar la reinversión de recursos y garantizar el suministro futuro
del servicio eléctrico con la calidad y cantidad óptima. El rédito para el desarrollo se obtiene
mediante la utilización conjunta de dos modelos:
Costo Promedio Ponderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital – WACC
por sus siglas en inglés)
Modelo de Valoración de Activos de Capital (Capital Asset Pricing Model – CAPM
por sus siglas en inglés)
Costo promedio ponderado del Capital
La fórmula empleada para la estimación del rédito para el desarrollo (R) mediante el
método del costo promedio ponderado del capital es el siguiente:
R = Rd ∗ (1 − t) ∗
D
A
+ RCP ∗
P
A
En donde:
94
R = Rédito para el desarrollo.
Rd = Costo del endeudamiento: valor de las obligaciones con costo financiero y se emplea la tasa interna de retorno para actualizar los flujos de efectivo y así obtener un costo
financiero. Se obtiene del promedio ponderado de la tasa de interés de los pasivos con costo
de la empresa.
RCP = Costo del capital propio
t = Tasa impositiva. Se supone igual a cero (0) en este caso, según acuerdo 15-149-99 de
la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de la Sesión 149-99 del 19 de agosto de
1999).
D = Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo financiero. Se
obtiene del último estado financiero auditado disponible.
P = Valor del capital propio (CP ) o patrimonio. Es el valor del patrimonio del último
estado financiero auditado.
A = Valor total de los activos, según el último estado financiero auditado.
Es importante señalar que en esta fórmula de determinación del costo promedio ponderado del capital surgen temas importantes respecto de su contenido y aplicación. En particular,
al menos en su versión formal, no queda claro cómo se incorporan en concreto las consideraciones relativas a la estructura de financiamiento. Es razonable preguntarse cómo se incluyen
los aspectos relativos al horizonte temporal – si por ejemplo se están pasando muy rápidamente por las tarifas los costos de financiamiento.
A manera de analogía, un préstamo para financiar la construcción de un edificio de
apartamentos puede traducirse en alquileres sumamente onerosos si se pretende cancelar el
correspondiente pasivo –a través de esos alquileres– en un período muy corto de tiempo.
De la misma forma, el financiamiento de obras de infraestructura en energía eléctrica debe
buscar un equilibrio entre la absorción del costo y su impacto sobre las tarifas. Este es otro
tema en que vale la pena entrar con mayor detalle en un análisis específico, ya que requiere
de información detallada sobre una diversidad de operaciones de financiamiento y la forma
y velocidad en que se han traducido a componentes tarifarios.
Modelo de Valoración de Activos de Capital (modelo CAPM)
El costo del capital propio RCP empleado en la anterior fórmula WACC a su vez se
determina mediante la siguiente fórmula:
RCP = rl + β(rm − rl ) + rp
En donde:
RCP = Costo del capital propio
rl = Tasa libre de riesgo. Se obtiene como el promedio de los promedios mensuales de los
95
últimos 12 meses de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América a 20 años plazo
estimado por la Reserva Federal de este país.
rm = Rendimiento de mercado de una cartera diversificada de acciones.
(rm −rl ) = Prima de riesgo. Se obtiene mediante la media aritmética simple de los valores
observados para los últimos doce meses.
rp = Riesgo país. Se considera como cero (0) en este caso, entre otras cosas por tratarse de
una empresa de propiedad pública, que no tiene la posibilidad de invertir alternativamente
en recursos fuera del país.
β = Beta des-apalancada. Mide la correlación entre los rendimientos de mercado y los de
una inversión específica.
Todas las empresas reguladas están obligadas por la ley de ARESEP a presentar al menos
un estudio tarifario ordinario al año, justificando todos los costos incurridos en el período
correspondiente.
5.2.2.
Transmisión – ingresos del transportista
Anualmente el ICE-Sector Electricidad presenta una solicitud de ajuste ordinario a la
tarifa del Sistema de Transmisión ante la ARESEP; esta solicitud debe llevar toda una serie de requerimientos e información que demuestre las necesidades financieras del Sistema
para la operación, mantenimiento y expansión de la red, con criterios de continuidad, confiabilidad y seguridad. La solicitud de tarifas se basa en el principio de servicio al costo y
se realiza con base en la metodología ‘tasa de retorno’. [20] Según éste, la tarifa debe ser
suficiente para generar ingresos que permitan cubrir los costos de operación, administración
y mantenimiento, además de garantizar un monto sobre el capital invertido (tasa aceptable
de rentabilidad) denominado en este modelo, rédito para el desarrollo. [28]
La tarifa consiste en un cargo fijo por cada kWh que retiren del Sistema de Transmisión
del ICE y deberá ser cancelada por los clientes de alta tensión y las empresas distribuidoras,
incluyendo el sistema de distribución del ICE.
Al igual que antes, el modelo general para determinar el ajuste tarifario ordinario para
el sistema de distribución y comercialización eléctrica incorpora cuatro pasos: (i) cálculo de
los ingresos totales, (ii) cálculo de los costos totales, (iii) cálculo de la tarifa y, (iv) el cálculo
del ajuste tarifario.
El procedimiento concreto debería ser fácilmente reconocible a la luz de la subsección
precedente: el cálculo de ingresos y costos totales involucra la siguiente fórmula, cuyos componentes y conceptos básicos ya son conocidos de aquella sección sobre ajustes ordinarios.
IT = COM A + R ∗ BT
El ingreso por ventas se calcula con base en el peaje por transmisión de energía (componente de precio) y el volumen o energía total transmitida (componente de cantidad). Los
costos de operación y mantenimiento son los mismos que antes, lo mismo que el procedi96
miento para calcular el rédito de desarrollo; solo que evidentemente las variables se refieren
al contexto de transmisión en vez de distribución.
La estructura tarifaria tiene dos modalidades dependiendo de la etapa de transporte. La
tarifa de transmisión de electricidad (T-TE) se calcula para el transporte de electricidad al
sistema de distribución del ICE, empresas distribuidoras y clientes directos del servicio de
generación del ICE que retiren energía del sistema de transmisión. Por otra parte la tarifa
de transmisión de electricidad (T-TEb en USD) se calcula para el transporte de electricidad
de los clientes directos del servicio de generación del ICE. Esta tarifa también podrá ser
aplicada para los otros usuarios del Sistema de Generación, si así lo convienen las partes,
por períodos de al menos un año. [20]
5.2.3.
Ajustes extraordinarios por generación térmica
En abril de 2012 entró en vigencia, mediante la Resolución RJD-017-2012, la metodología
de ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de las variaciones
en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica, conocida como CVC
(Costo Variable por Combustible). La aplicación efectiva de esta metodología tarifaria se dio
a partir del 1◦ de enero del 2013. [20]
El primer objetivo de esta metodología es enviar señales de precios oportunas, de manera
que el precio refleje lo más rápido posible las variaciones en el costo de generar electricidad
con combustibles, dependiendo de la estación, sea seca o lluviosa. El segundo objetivo es
permitir el equilibrio financiero del ICE, único generador con plantas térmicas en el país, al
posibilitarle obtener mediante el reconocimiento del CVC un flujo de ingresos acorde con su
nivel de gastos.
El CVC se factura separadamente y sin margen, en tanto, estas últimas lo facturarán a sus
clientes finales de la misma forma, esto es, separadamente y al costo. Éste debe adicionarse
a la tarifa regular, que no incluyen costos por combustibles. [20]
5.2.4.
Ajustes ordinarios para los generadores privados
En mayo del 2010 mediante resolución RJD-009-2010, la ARESEP establece una metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes. Este modelo tarifario consta
de cinco variables esenciales: la inversión unitaria promedio por kW instalado, los costos de
explotación unitarios promedios por kW, el factor promedio de antigüedad de las plantas,
el costo de capital y el factor de planta o factor de carga. Las tarifas que resultan de esta
metodología se aplican a las transacciones que surjan de la aplicación de nuevos contratos
entre el ICE y un generador privado hidroeléctrico al amparo del Capítulo I de la Ley No.
7200, una vez que han vencido los contratos originales y las partes decidan renovar, ampliar
los contratos originales o suscribir un nuevo contrato de compraventa de energía eléctrica.
[20]
Las fórmulas que se plantean determinan un precio de venta de energía con base en un
‘benchmark’ o comparación de los costos de inversión y los gastos de operación, promedios
97
ponderados de la industria relevante, obtenidos de diferentes fuentes; y considera además
otras variables tomadas de la realidad del parque de generación actual, tal y como la antigüedad promedio de las plantas existentes. [11]
Se trata de plantear un nuevo modelo de fijación de tarifas y precios, para los generadores
privados existentes que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE
de tal forma que, entre otras cosas,
Permita aprovechar la capacidad instalada de los generadores privados, evitando que
se aumente la generación térmica
Permita el aumento de la producción de los generadores privados, mediante el aprovechamiento del máximo potencial de sus plantas o concesiones, hasta 20 MW, en los
casos en que sea factible
Considere una estructura productiva modelo, para la actividad de generación de electricidad, con fuentes de energía renovable, a partir de un benchmarking de los costos
de inversión y de explotación.
Este nuevo modelo tiene como premisas y consideraciones importantes
Que el ICE y el generador privado firmen un nuevo contrato o prorroguen el actual por
un nuevo plazo, adicional al originalmente establecido.
Que en el contrato no se incluyan las tarifas, pero si se consideren las reglas que haya
definido la Autoridad Reguladora.
Que las deudas adquiridas por los generadores privados para la construcción de sus
plantas ya están amortizadas.
Que el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo ya ha dado una solución al problema de
las concesiones para el uso del recurso hídrico, para generación de electricidad.
Que las plantas para los generadores privados representan costos hundidos.
Entre sus componentes más importantes, el modelo propuesto define lo siguiente:
Un nivel tarifario de referencia para los generadores privados actuales que firmen un
nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE o que prorroguen el actual
contrato y que utilicen el agua como fuente primaria de energía, el cual ya considera
las posibles ampliaciones de la capacidad instalada de sus plantas.
Una estructura tarifaria aplicable a las compras de energía por parte del ICE.
Un modelo de ajuste o fijación de precios extraordinario, basado en una fórmula automática que indexa la tarifa para que ésta mantenga el poder adquisitivo en el tiempo
(términos reales).
98
La tarifa que se define con el modelo es en dólares.
La estructura tarifaria que se aplique al nivel tarifario obtenido, a partir del modelo
propuesto, será la estructura vigente para la tarifa de compra de energía eléctrica del
ICE a las empresas de generación privada amparadas a la Ley 7200 (Capítulo I), según
la última fijación realizada por la Autoridad Reguladora. De esa forma se dará una
señal de precio de acuerdo con las necesidades del SEN; además de que esta tarifa será
consistente con las del resto del sector.
La estructura aplicable será la que considera sólo energía, de modo que solo el componente de energía de la estructura tarifaria vigente para la tarifa de venta de energía
eléctrica sea tomado en cuenta en la estructura tarifaria.
El cálculo de las tarifas se actualizará todos los años, iniciando el procedimiento a partir
del primer día hábil del mes de octubre, aplicándose la fórmula vigente y revisando
todas las variables, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios
señalados en las secciones anteriores.
La Tarifa de Referencia (TR) de una planta de generación de electricidad mediante el
uso de agua que se calcula con este modelo es la siguiente:
Ca
) + (I ∗ Xu ∗ Ke)
( Xu
TR =
(8760 ∗ F p)
En esencia el modelo tarifario consta de cinco variables esenciales: la inversión unitaria
promedio por kW instalado (I), los costos de explotación unitarios promedios por kW (Ca),
el factor promedio de antigüedad de las plantas (Xu), el costo de capital (Ke) y el factor de
planta o factor de carga (F p).
El costo de explotación (Ca) representa los costos necesarios para mantener y operar una
planta en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación y gastos
financieros, porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo
ya fue cubierto vía tarifas mediante anteriores contratos.
El factor de antigüedad (Xu) mide la antigüedad promedio de las plantas, expresadas en
función de su valor remanente, dado el tiempo en que las plantas han estado en operación.
El costo de inversión (I) representa los costos totales necesarios para construir una planta
de generación en condiciones normales para nuestro país.
La rentabilidad o costo de capital (Ke) mide el nivel de utilidad o rentabilidad porcentual
que el inversionista obtendría por su inversión remanente; medida a través de un modelo
llamada comúnmente como CAPM (modelo de valoración de activos de capital).
El factor de carga o factor de planta (F p – sinónimos para efectos de este modelo) mide
el promedio del tiempo de operación de una planta o conjunto de ellas. Dependiendo de este
factor se incrementarán o disminuirán los costos unitarios por kWh.
99
Además de este modelo de ajuste tarifario para los generadores privados preexistentes, en
agosto del 2011 mediante Resolución RJD-152-2011 se estableció la ‘Metodología tarifaria de
referencia para plantas de generación privadas hidroeléctricas nuevas’. Este modelo tarifario
establece una banda tarifaria que permite al ICE ofrecer precios de compra de electricidad con
los cuales el oferente pueda obtener ingresos suficientes para cubrir sus costos de operación,
recuperar la inversión realizada y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo
asociado con la actividad. [10]
En realidad no tiene mucho sentido entrar de nuevo en los detalles de este modelo ya que
–en términos generales– su mecanismo es análogo al de los modelos que ya se han expuesto.
En la resolución respectiva se resume bastante bien el enfoque básico de esta metodología:
Para lograr el objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que estimula la inversión privada asociada con plantas de generación hidroeléctrica con
potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango
aceptable de costos y de eficiencia operativa. Para ello, se establece una banda
tarifaria que permite al ICE ofrecer precios de compra de electricidad con los
cuales el oferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir sus costos de
operación, recuperar la inversión realizada, y obtener una rentabilidad razonable
para el nivel de riesgo asociado con la actividad de generación de electricidad.
Las tarifas por KWh estimadas mediante el modelo propuesto incluyen los costos
de operación y mantenimiento, los costos financieros y la rentabilidad neta del
inversionista.
El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes se determina mediante el método
denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente
como CAPM (en inglés, ‘Capital Asset Pricing Model’).
No se especifica, en la descripción de la metodología, si ‘operar dentro de un rango
aceptable de costos y de eficiencia operativa’ implica algún tipo de benchmarking de costos
o en todo caso cuáles son los puntos de referencia. Por otra parte, el asunto ambiental que
casi siempre surge en la Audiencias de nuevo se pospone:
La ARESEP está de acuerdo con establecer un factor ambiental en las tarifas de
los servicios públicos. La legislación lo permite y es recomendable desde el punto
de vista técnico. Sin embargo, para este reconocimiento es necesario formular
una metodología concreta, bien fundamentada, que deberá someterse al trámite
previsto en la legislación (audiencia pública). Se espera que en el corto plazo se
inicie un procedimiento separado para incorporar el componente ambiental en la
tarifa de generación privada con plantas hidroeléctricas, en el marco de la Ley
7200.
De igual forma, en noviembre del 2011 mediante Resolución RJD-163-2011 se aprobó la
fijación de una banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen
100
un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo
I de la Ley No. 7200 u otros compradores debidamente autorizados por ley. [5]
De nuevo los considerando de la respectiva resolución muestran la naturaleza general del
planteamiento, que básicamente es muy similar al anterior para las hidroeléctricas nuevas:
El objetivo último de la tarifa de referencia definida en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios para que en el plazo más corto posible, el país
aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley 7200 para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía
generada con fuente eólica.
Para lograr el objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que estimula
la inversión privada asociada con plantas de generación eólica con potencias iguales
o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango aceptable de costos
y de eficiencia operativa. Para ello, se determina una banda tarifaria que permite al
ICE y a otros eventuales compradores de energía autorizados por ley para tal efecto,
ofrecer precios de compra de electricidad con los cuales el generador pueda obtener los
ingresos suficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión realizada,
y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad
de generación de electricidad.
Las tarifas por kWh estimadas mediante el modelo propuesto incluyen los costos de
operación y mantenimiento, los costos financieros de inversión (que incluyen la depreciación correspondiente al uso de la inversión, y el servicio de la deuda); y también la
rentabilidad neta del inversionista.
En el caso de los generadores que operan bajo los proyectos BOT (Build, Operate, Transfer), capítulo II de la Ley No. 7200 o Ley No. 7508, las tarifas son definidas como resultado
del proceso licitatorio, dado que la selección se realiza sobre la base del costo de la energía.
Finalmente, dentro del esquema que aplica para los generadores privados se contempla
el reconocimiento de la remuneración que estos dejan de percibir ante salidas de la planta,
cuando esta salida sea originada por instrucciones emitidas por el Centro Nacional de Control
de Energía como parte de su proceso de optimización del despacho del sistema. [20]
5.2.5.
Generación con residuos vegetales
El 26 de abril del 2010 la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos
aprobó, mediante Resolución RJD-004-2010, el ‘Modelo y estructura de costos típica de una
planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña’ para la venta al ICE y la
respectiva fórmula de ajuste extraordinaria. En este modelo se estiman los costos promedio
de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña, con una capacidad
de 20 MW en condiciones propias o similares a las plantas de este tipo en Costa Rica. 4 Dicha
4
También para este sector se ha creado recientemente una metodología para la generación con biomasa,
que incluye todas aquellas diferentes al bagazo.
101
empresa modelo tiene como objetivo contar con un esquema de referencia para establecer
una tarifa que sea la más favorable para el público consumidor, dentro del principio de costo
evitado de inversión y operación del Sistema Nacional Interconectado. [20] [4]
Entre los considerandos más relevantes se incluyen los siguientes:
Es importante indicar que el Sistema Eléctrico Nacional es predominantemente dependiente del comportamiento hidrológico, de ahí la necesidad de diversificar la matriz
energética nacional y aprovechar las diversas fuentes de energía renovables, como lo es
el bagazo de caña, ya que significa para el ICE (como comprador) y los usuarios del
servicio eléctrico (como consumidores) contar con energía a un menor costo y en un
periodo del año en el cual coincide con la reducción de agua en las centrales hidroeléctricas.
De igual forma, representa una oportunidad para muchos ingenios y/o destilerías del
país, que en la actualidad generan energía para autoabastecer sus procesos productivos
y no han encontrado los incentivos necesarios para aumentar su aporte energético y
vender sus excedentes. Además de permitirles aumentar su eficiencia de procesos y
convertir un desecho (bagazo de caña) en una materia prima que le puede generar
ingresos adicionales.
En resumen, la propuesta del modelo sometido a audiencia pública establecía lo siguiente:
1. Para efectos de evaluación de los costos en una planta modelo de 20 MW en condiciones
propias o similares a las plantas de este tipo en Costa Rica, se evaluaron técnicamente 4
configuraciones correspondientes a diferentes alternativas de co-generación y generación
eléctrica a alta presión y se seleccionó una configuración (termoeléctrica de alta presión
anexa a ingenio) para elaborar un modelo de simulación de la generación de energía
eléctrica en alta presión.
2. El modelo está basado en las siguientes características: planta de generación y cogeneración incorporada a la operación de ingenios azucareros (sin o con planta de
alcohol anexa). Esto es lo más común y típico en la región. Los costos del kWh para
venta a la red son prorrateados (distribuidos) entre los costos de producción de azúcar y
energía eléctrica, y por tanto los costos del kWh se reducen y los ciclos termodinámicos
involucrados son más eficientes.
3. La planta modelo que se procedió a evaluar se separó en dos configuraciones: el proyecto
1: sin excedentes de bagazo, donde todo el bagazo excedente del ingenio, una vez
satisfechos sus propios requerimientos, es destinado a la termoeléctrica anexa, por
tanto esta alternativa permite obtener mayor producción de excedentes de energía
para venta al ICE. Y el proyecto 2: con excedentes de bagazo, donde se retiene 6 % del
bagazo para reserva propia del ingenio por posibles paradas técnicas durante la zafra
que requerirán nuevos arranques. El valor de 6 % es recomendado por la literatura en
general y es basado en la experiencia práctica de los ingenios.
102
4. Los resultados obtenidos son los siguientes: el factor de planta obtenido en la aplicación
del modelo en las condiciones antes mencionadas fue de 0,86 sin excedentes de bagazo
(Proyecto 1) y de 0,71 con excedentes de bagazo (proyecto 2).
5. En lo que respecta a depreciación, se usó el método de depreciación por línea recta
a maquinaria y equipo. Los proyectos modelo consideran diferentes años para la vida
útil de los equipos que van de 5 a 20 años, dependiendo del tipo de activo.
6. Con relación a los gastos financieros, se presentan los parámetros de gastos financieros
utilizados por los ingenios de referencia y los proyectos modelo. La tasa de interés para
los modelos evaluados fue de un 6 % anual considerando que existen en el mercado
financiero oportunidades preferenciales para la generación de energía limpia de fuentes
renovables. El plazo para el financiamiento de los proyectos modelo se consideró de 20
años.
7. El monto de la inversión, sin capital de trabajo, es la misma para ambas simulaciones
de proyectos desarrolladas, proyecto 1 (sin excedente de bagazo) y 2 (con excedente de
bagazo).
8. La estructura de costos de la planta modelo típica están separados por costos variables
y por costos fijos, de acuerdo con una distribución de costos para consumo propio y
generación para la venta al ICE.
9. Para mantener la estructura de costos de la planta modelo actualizados (indexación),
lo conveniente es establecer una fórmula de indexación, en la cual se puede relacionar el
Índice de Precios al Consumidor para los costos variables (locales) y el tipo de cambio
con los costos fijos asociados a la importación de materias primas que serán afectadas
por la evaluación.
Los detalles de cálculo de la tarifa resultante para la planta modelo se pueden consultar en
la respectiva resolución, pero vale la pena señalar que de nuevo, en términos generales, se trata
de una metodología de costo más rendimiento; con una tasa de rentabilidad determinada por
la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital, CAPM, antes descrito.
Desde el punto de vista ambiental surgieron observaciones durante la respectiva Audiencia
Pública. En lo conducente la respuesta de la ARESEP fue plantear que
Sobre las consideraciones ambientales incluidas en el informe del modelo y
respecto a que ‘hay que considerar que estos proyectos tienen la oportunidad de
incluir la venta de bonos de carbono en las evaluaciones económicas–financieras, a
través de los mecanismos de desarrollo limpio, lo cual es una realidad en la región
e incrementa la rentabilidad de este tipo de proyectos, como ya está demostrado’.
En realidad es difícil que los proyectos de electricidad con bagazo de caña
puedan incluir la venta de reducción de emisiones de carbono por varias razones:
103
1. la mayoría de los ingenios son existentes,
2. Costa Rica dispone de una matriz energética muy limpia en el sector eléctrico, el factor de emisiones resultante es muy bajo, por lo cual el monto por
tonelada de carbono por proyecto es bajo y los costos de transacción para
lograr su validación y registro es relativamente costoso y
3. la realidad de Costa Rica es diferente a otros países de la región, dada su
alta dependencia a generación térmica, lo que permite obtener una mayor
colocación de certificados de reducción de emisiones por unidad eléctrica
producida, por lo cual las reducciones de emisiones de carbono contribuyen poco o nada a la rentabilidad de los proyectos de energía eléctrica con
biomasa de bagazo.
Se le agradece la observación, ésta se tomó en cuenta para definir la propuesta
metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de
energía eléctrica con bagazo de caña y no se afecta el modelo o precio final con
estas consideraciones ambientales.
5.2.6.
Generación en pequeña escala
En la actualidad el ICE–Sector Electricidad implementa un programa llamado Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo, cuyo objetivo es analizar las nuevas
tecnologías de generación a pequeña escala y su efecto en las redes de distribución, con el
propósito de diseñar posteriormente programas de desarrollo de la generación distribuida
usando fuentes renovables y establecer los ajustes adecuados al sistema eléctrico y al marco
tarifario y regulatorio. [20]
Se busca estimular a los clientes de la empresa eléctrica para que realicen inversiones en
sus propias instalaciones aprovechando la instalación de paneles solares en áreas de techo,
excedentes de biomasa o sobrantes de calor, para cubrir parte de su demanda eléctrica. El
plan busca estimular la instalación de pequeños sistemas de generación en el corto plazo
conectados a la red y basados en fuentes renovables para ser usados para autoconsumo.
En este sentido, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora recientemente aprobó un
nuevo reglamento para normar la planificación, la operación y el acceso al Sistema Eléctrico
Nacional (SEN) por medio de la emisión de la normativa ‘Planeamiento, Operación y Acceso
al Sistema Eléctrico AR–NT–POASEN–2013’. En este reglamento, que viene a sustituir uno
emitido en el 2001, se establecen las condiciones técnicas y comerciales bajo las cuales se
permitirá el libre acceso de los usuarios a las redes de transmisión y distribución nacional.
El reglamento establece lineamientos a considerar en la operación y desarrollo del SEN,
en aras de satisfacer la demanda nacional al costo óptimo, maximizar la generación con
fuentes renovables y minimizar de la generación térmica, entre otros.
Algo importante de esta nueva normativa es que contempla la interconexión y operación
de micro y mini generadores con fuentes renovables, para autoconsumo. Esto permitirá que
los usuarios instalen, en sus propiedades, equipo de generación eólica, biomásica o solar, para
104
satisfacer sus necesidades de electricidad y puedan entregar los excedentes de producción a
las empresas distribuidoras, para consumirlo posteriormente (intercambio de kWh).
5.2.7.
Comercio internacional de energía eléctrica
Las características básicas y protocolos de valoración de este tipo de intercambio de energía con los países de la región se describieron antes en la sección sobre el marco institucional.
En todo caso, como se señaló, el comercio internacional de energía eléctrica ha sido mínimo
y se limita al intercambio de excedentes. 5
La dependencia encargada de hacer las negociaciones es el Proceso Comercialización
Mayorista del Centro Nacional de Control de Energía, la cual recibe información del área
de Planificación de Despacho sobre la cantidad de energía disponible para la venta o que se
necesitará adquirir durante la semana; posteriormente se monitorea la oferta y los precios en
el resto de Centroamérica y mediante un procedimiento determinado se optimizan los precios,
estableciendo un precio mínimo de venta y un precio máximo en el caso de la compra. Con
esta información, los ejecutivos de cuenta realizan las negociaciones con los otros agentes del
mercado centroamericano tratando de obtener los mejores precios posibles, ya sea para la
venta o para la compra de energía. [20]
5.2.8.
Estructura tarifaria
Un tema importante que se tocó brevemente en las secciones de diagnóstico es el referente
a los subsidios entre precios de diferentes sectores. En particular, se había señalado que se
nota una divergencia entre los precios de la energía eléctrica para los sectores comercial,
industrial y residencia, con éstos últimos encontrándose por debajo del comercial; si bien al
mismo tiempo se ilustró sobre la gran variabilidad de tarifas que se registra dentro del sector
industrial.
La actual estructura tarifaria del sector eléctrico costarricense se caracteriza por estar
basada en gran medida en las características del usuario y no en las características de la
producción o del consumo. También se establecen diferenciaciones espacio-temporales. [3]
De acuerdo con las políticas que ha estado implementando la ARESEP, las tarifas deben
orientarse hacia el costo de suministro por nivel de tensión o de características de suministro
semejantes. Los mecanismos deben orientar hacia una convergencia de los precios ya que
el costo del servicio is indistinto según el sector de destino, por lo que no se justifican
grandes variaciones en las tarifas a los diferentes sectores de consumo. A la vez, se toman
en consideración razones de tipo social para establecer algún mecanismo de subsidios, pero
siempre con el ánimo de reducir las disparidades que han existido. Los criterios generales de
convergencia tarifaria son los siguientes:
5
Sin embargo a inicios del presente año las importaciones alcanzaron el 7 % de la demanda y parece que
este tipo de transacciones va a aumentar a raíz de los altos costos de generación térmica.
105
En promedio, las tarifas de cada sistema (generación, transmisión, distribución y comercialización) cubren sus propios costos y generan una rentabilidad adecuada.
Se procura la simplificación a través de la disminución del número de tarifas y del
número de bloques de consumo en cada una de estas tarifas.
Se procura que las tarifas de distribución y comercialización cubran, como mínimo, los
costos de compra de energía en bloque al sistema de generación.
Se procura eliminar progresivamente las tarifas basadas en el tipo de uso final de la
electricidad y se crean tarifas por nivel de tensión (alta, media y baja tensión).
Más en concreto, esos criterios de convergencia tarifaria por implementar serán los siguientes:
Tarifa residencial: La tarifa residencial constará de dos bloques de consumo: de 1 a 200
kWh y de más de 200 kWh de consumo mensual. El precio del segundo bloque de consumo
no podrá superar en un 25 % al del primer bloque de consumo.
Tarifa general: El primer bloque de la tarifa general deberá ser equivalente al precio
medio de la tarifa residencial para consumos superiores a 600 kWh de consumo mensual.
El bloque binomio de la tarifa general debe tener un precio medio equivalente al precio del
primer bloque, cuando el factor de carga es del 33 %.
Las condiciones anteriores podrán ajustarse cuando las condiciones técnicas y tecnológicas
lo exijan y sea posible acceder sin causar distorsiones tarifarias que vayan en sentido contrario
al proceso de convergencia tarifaria.
Tarifa de carácter social: El precio de la tarifa de carácter social debe ser la misma
del primer bloque de la tarifa residencial. El bloque binomio debe tener un precio medio
equivalente al precio del primer bloque, cuando el factor de carga es del 33 %.
Tarifa de media tensión: La tarifa de media tensión debe ajustarse con base en la
estructura de la tarifa de compra de la empresa distribuidora de electricidad. El nivel tarifario
debe ajustarse de manera que considere las economías propias de la empresa eléctrica, pero
que no sea inferior al 15 % del precio promedio de la empresa eléctrica.
En cada petición tarifaria las empresas distribuidoras de electricidad, presentarán la
propuesta de modificación tarifaria que conduzcan a la convergencia tarifaria, que permitan
acercar las tarifas a los costos de suministro por cada tipo de servicio y que permitan dar una
señal económica del costo de la electricidad clara y comprensible a los usuarios del servicio
eléctrico. [3]
106
Capítulo 6
Algunos retos regulatorios
Si bien los principales objetivos del presente trabajo se centran en los aspectos informativos y descriptivos del contexto y de los procedimientos regulatorios en relación con las
tarifas de la energía eléctrica, es inevitable observar una serie de coincidencias pero también
de contrastes entre lo que se considera que ‘debe ser’ y la realidad regulatoria concreta. Esto
plantea una serie de desfases que se pueden denominar ‘Retos regulatorios’, tareas que están
pendientes para lograr mejoras en el proceso de regulación económica de estos servicios.
En ese sentido es posible hacer una breve reflexión –a manera de síntesis– de algunas
de las principales preocupaciones que se hacen manifiestas al estudiar la regulación tarifaria
de este sector. Sin que el orden implique prioridad o importancia, en lo que sigue se listan
sucintamente algunos temas de importancia que surgen de este estudio.
(a) Desde un punto de vista tarifario la característica más importante de este sector consiste en la gravitación de los costos de inversión en el giro corriente del negocio. La manera
de diluir o diferir estos costos tan considerables en las tarifas es básicamente a través del
rédito de desarrollo. Sin embargo, se trata en el caso de Costa Rica fundamentalmente
de empresas públicas; por lo que un enfoque exclusivamente microeconómico-financiero
de ese rédito no logra captar plenamente la naturaleza social de este proceso de formación de capital – su tratamiento es básicamente el mismo en los casos privado y público.
Los temas ambientales, de política energética y de sostenibilidad de largo plazo, por
ejemplo, aún no encuentran una voz clara en el ambiente regulatorio actual.
(b) Ese enfoque del rédito de desarrollo perpetúa el status quo en tanto que es sumamente inercial; queriendo decir con esto que en el fondo es una versión glorificada del
paradigma cost plus o costo + margen, incluyendo algunas consideraciones de tipo intertemporal. Pero el componente de rédito de desarrollo es básicamente proporcional
al tamaño de la empresa individual a la que se aplica – no hay forma de favorecer o
estimular algunas empresas, fuentes o modalidades de inversión ya que el margen no
está construido para esos propósitos.
(c) Aún limitándose a la implementación del modelo costo más margen o rédito se pueden
encontrar limitaciones importantes. El requerimiento de una contabilidad de costos
107
o contabilidad regulatoria implica un potencial considerable de problemas técnicos
propios de un campo bastante especializado. El monitoreo de la calidad, cantidad y
frecuencia de la información necesaria representa una carga importante de trabajo y
vale la pena evaluar éste aspecto por sí solo en un estudio más específico.
(d) En la misma línea de la implementación de ese tipo de modelo o procedimiento tarifario, es importante reiterar que en la fórmula de determinación del costo promedio
ponderado del capital surgen temas importantes respecto de su contenido y aplicación.
En particular, al menos en su versión formal, no queda claro cómo se incorporan en
concreto las consideraciones relativas a la estructura de financiamiento.
(e) El reconocimiento indiscriminado de los costos de capital al margen de políticas de largo
plazo añade aún más inercia al sistema: la necesidad de financiar grandes volúmenes de
inversión generalmente implica altos niveles de endeudamiento y apalancamiento que
eventualmente se tiene que reconocer en las tarifas so pena de amenazar el equilibrio
financiero de la empresa. No queda mucho margen o flexibilidad para, por ejemplo,
financiar los componentes de una visión de largo plazo (diversificación energética) o
para la incorporación de costos ambientales con visión de sustentabilidad.
(f) Desde luego, todo lo anterior tiene relación con otro tema importante mencionado en
los retos regulatorios en el sentido de si de lo que se trata es de regular una empresa
o una industria. Si se toma la óptica de la industria el rédito de desarrollo adquiere
su verdadero valor político y estratégico, en vez de representar un simple retorno al
capital invertido por una empresa; pública o privada.
(g) Se ha insistido en la necesidad de coordinar con la política energética, lo cual no
implica que ésta esté libre de problemas en muchos sentidos; incluyendo los políticos y
técnicos por tratarse de una disciplina bastante compleja. Pero tal vez lo más delicado
en este sentido es lo que aparenta ser un sesgo de esa política hacia la generación hidro.
[37] Se trata de una energía renovable pero no estrictamente verde - tiene impactos
ambientales negativos en muchas dimensiones. Es muy susceptible al cambio climático
y desafortunadamente en Costa Rica comparte muchas características desfavorables
con el petróleo: su construcción y financiamiento embargan los flujos de divisas por
largos períodos de tiempo, además de sujetarse a los vaivenes del tipo de cambio y de
las tasas de interés internacionales en horizontes temporales extensos.
(h) En línea con lo anterior y volviendo sobre el tema de la necesaria coordinación entre
una política energética y la regulación de esta industria, el concepto limitado de rédito
de desarrollo impide de nuevo que la regulación ayude en la necesaria diversificación
de fuentes. Y también volviendo sobre otro tema planteado anteriormente, es necesario
preguntarse si el concepto de ‘servicio al costo’ contemplado en la legislación es el
adecuado para llevar a cabo una regulación que fomente esa diversificación, además de
otros temas como la sostenibilidad o la eficiencia. El tema de calidad ya se ha enfocado
recientemente por la ARESEP, a pesar de desfases importantes con normativa emitida
hace una década, pero este es otro tema que hace detenerse a cuestionar el concepto
de servicio al costo tal como está planteado en el presente.
108
(i) La visión de regulación de empresas en vez de industria ofusca y dificulta la coordinación institucional. Subsisten varias áreas grises como el traslape y potencial conflicto
entre la planificación nacional de MIDEPLAN y su Plan Nacional de Inversiones, la
política energética del MINAE y el Plan de Expansión del ICE. Las instituciones tienen responsabilidades legales en estas áreas pero no está del todo claro la jerarquía
de estas instancias en estos temas. En este contexto, difícilmente la política nacional
de precios de la energía y en particular de la energía eléctrica puede tener eco en el
proceso regulatorio y tarifario de la ARESEP.
(j) El enfoque micro-financiero hace que el proceso regulatorio se enfoque precisamente
en eso, sin que se lleve a cabo un esfuerzo más sistemático por estudiar la dinámica
del sector o la industria. Se aspira básicamente a lograr modelos de empresas tipo,
lo cual puede ser deseable, necesario y útil, pero alejarse del aislamiento institucional
y meterse de lleno en la coordinación y visión de largo plazo a nivel nacional exige
alejarse de lo puntual y específico.
(k) La necesidad y posibilidad de un enfoque diferente están escritos en la misma ley de
ARESEP. El Artículo 31, por ejemplo, establece que “Los criterios de equidad social,
sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en
el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y
los precios de los servicios públicos.”
Definitivamente se ha avanzado en el transcurso de la última década, sobre todo en la
renovación de algunas metodologías importantes y en la creación de normativa que hacía
falta; así como en lo que se refiere a la formalización de metodologías existentes. Pero no
parece que un cambio de enfoque sea posible sin alguna reorganización que cambie en forma
significativa lo que se ha venido haciendo con relación a la regulación de este sector, que
es básicamente el trámite ordinario y extraordinario de tarifas con base en la aplicación del
modelo costo + rendimiento y del concepto estrecho de ‘servicio al costo’.
Queda el reto interesante de empezar a hacer más regulación integral de largo plazo de
acuerdo con los principios orientadores que la misma ARESEP ha anunciado, en vez de la
regulación fundamentalmente específica y coyuntural que se ha venido haciendo hasta ahora.
109
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