Datos y proyecciones SISTEMA DE GENERACIÓN ICE 2010

INTRODUCCIÓN 1

1. INFORMACIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN 3 1.1 Descripción del sistema 3

1.1.1 El ICE y el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 31.1.2 Empresas Generadoras 31.1.3 Situación Actual del Sistema de Generación 31.1.4 Rehabilitación y retiro de equipos 6

1.2 Plan de Expansión de la Generación 7 1.3 Plan de Expansión y Balance de Energía 7 2. RESUMEN DE LA SOLICITUD Y JUSTIFICACION DEL AJUSTE 10

3. METODOLOGÍA Y CRITERIOS DE PROYECCIÓN 12 3.1 Proyección de variables macroeconómicas 12

3.1.1 Tipo de cambio 133.1.2. Inflación Local 14 3.1.3 Inflación Externa 15

3.2 Metodología de cálculo de los escalonamientos de los costos y gastos de operación y mantenimiento 16

3.2.1 Criterios de aplicación de los escalonamientos 21

3.2.2 Metodología de cálculo de los escalonamientos de gastos de operación y mantenimiento para cada uno de los sistemas 22

3.3 Tasa de rédito de desarrollo del Sistema de Generación 25

3.4 Proyecciones de estados financieros 28 3.4.1 Estado de Ingresos y Gastos 283.4.2 Balance de Situación 43 3.4.3 Otros Egresos 49 3.4.4 Base Tarifaria y Rédito para el Desarrollo 49

4. MERCADO ELÉCTRICO 68

4.1 Situación actual del mercado eléctrico 68 4.2 Proyecciones de demanda 74

4.2.1 Importancia de las proyecciones 74 4.2.2 Metodología para proyecciones de la demanda de energía eléctrica 754.2.3 Modelos de ventas nacionales por sector de consumo 774.2.4 Variables económicas utilizadas 81

4.3 Estimación de ingresos 84

4.3.1 Metodología para estimar las ventas de energía eléctrica (MWh) 84 4.3.2 Metodología para calcular la energía y potencia a facturar 89 4.3.3 Metodología para calcular el ingreso por ventas de energía eléctrica 91

5 . ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LOS COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN Y DE LA BASE TARIFARIA 207

5.1 Costos y gastos de operación 2075.1.1 Costos de Operación, Mantenimiento y Comercialización 207

5.1.2 Combustibles y lubricantes 210 5.1.3 Compras de generación privada e Importación de energía 210 5.1.4 Alquileres operativos de instalaciones 2115.2 Base tarifaria 212

6. SERVICIO DE DEUDA 2157. INVERSIONES 2197.1. Ejecución del Plan de Inversiones 2007 a 2009 2197.2. Avance de obras a diciembre del 2009 220 7.3. Plan de Inversiones 2010 – 2015 2227.4. Situación del financiamiento 227

8. ANÁLISIS FINANCIERO 253

8.1 Evolución Financiera Histórica 2005 – 2009 253 8.1.1 Razón de liquidez 261 8.1.2 Razón de endeudamiento 262

8.2 Situación financiera proyectada a nivel tarifario actual 2638.3 Situación financiera proyectada a nivel tarifario propuesto 2698.4 Situación financiera proyectada a nivel tarifario propuesto sin implementación Costo Variable de Combustible (CVC) y un rédito por alcanzar. 272 8.5 Situación financiera proyectada a nivel tarifario propuesto con implementación Costo Variable de Combustible (CVC) y con rédito por alcanzar. 275

9. ANALISIS TARIFARIO 287

9.1 Análisis de la estructura tarifaria vigente desde el 07 de abril de 2010 2879.1.1 Disposiciones generales vigentes de generación 287

9.1.2 Estructura y nivel actual de la tarifa T-CB 288

9.1.3 Estructura y nivel actual de la tarifa T-SG 289

9.1.4 Estructura y nivel actual de la tarifa T-UD 290

9.2 Estructura y nivel tarifario propuesto a partir del 15 de febrero de 2011, con implementación del Cargo Variable por Combustible (CVC) y con ajuste para

Conseguir el rédito de referencia 290

9.2.1 Porcentajes de incremento propuestos para las tarifas del Sistema de Generación 290

9.2.2 Pliego tarifario propuesto para las tarifas del Sistema de Generación 291

9.3 Estructura y nivel tarifario propuesto a partir del 15 de febrero de 2011, sin implementación del Cargo Variable por Combustible (CVC) y con ajuste para conseguir el rédito de referencia 294

9.3.1 Porcentajes de incremento propuestos para las tarifas del Sistema de Generación 294

9.3.2 Pliego tarifario propuesto para las tarifas del Sistema de Generación 295

2

INDICE DE TABLASTabla No. 1.1 Características de las plantas generadoras 5Tabla No. 1.1 Características de las plantas generadoras (continuación) 6Tabla No. 1.2 Proyección de la Demanda

8Tabla No. 1.3 Plan de Expansión

9Tabla No. 3.1 Estimaciones de las principales variables económicas 12Tabla No. 3.2 Datos reales y proyecciones de inflación interna 19Tabla No. 3.3 Datos reales y proyecciones de tipo de cambio 20Tabla No. 3.4 Datos reales y proyecciones de inflación externa

20Tabla No. 3.5 Cálculo de índices de escalonamiento 21Tabla No. 3.6 Metodología empleada en el cálculo de factores de escalonamiento por el ICE 22Tabla No. 3.7 Resumen de gastos de operación y mantenimiento y comercialización de todos los sistemas

23Tabla No. 3.8 Índices para escalonar los costos y gastos de operación y mantenimiento 24Tabla No. 3.9 Datos reales y proyecciones de inflación interna 25Tabla No. 3.10 Índices para escalar gasto 100% local 25Tabla No. 3.11 Modelo para el rédito de desarrollo

27Tabla No. 3.12 Ingresos por exportación de energía a Tarifas Actuales 29Tabla No. 3.13 Ingresos por Servicios de Transmisión o Porteo 29Tabla No. 3.14 Eliminación del efecto de los Centros de Servicio por concepto de Seguros,

Partidas Amortizables y Depreciación de otros activos en operación 31Tabla No. 3.15 Eliminación del efecto de los Centros de Servicio por concepto de Seguros,

Partidas Amortizables y Depreciación de otros activos en operación 31Tabla No. 3.16 Canon de Regulación Eléctrica 33Tabla No. 3.17 Eliminación del efecto de los Centros de Servicio por concepto de Seguros,

Partidas Amortizables y Depreciación de otros activos en operación 34Tabla No. 3.18 Eliminación del efecto de los Centros de Servicio por concepto de Seguros,

Partidas Amortizables y Depreciación de otros activos en operación 35Tabla No. 3.19 Proyección de gastos por Seguros (Prima) por Sistema según principio

contable de devengo 35

Tabla No. 3.20 Oferta de costos de arrendamiento para el PT Barranca 39Tabla No. 3.21 Costos administrativos del EOR-OMCA y la CRIE

42Tabla No. 3.22 Ingresos o egresos ajenos a la explotación 43Tabla No. 3.23 Caja y Bancos 44Tabla No. 3.24 Cuentas por Cobrar

45Tabla No. 3.25 Inventarios

46Tabla No. 3.26 Partidas amortizables 47Tabla No. 3.27 Cuentas por pagar

48

Tabla No. 3.28 Detalle del cálculo del período medio de cobro 50Tabla No. 4.1 Energía disponible para consumo en MWh

69Tabla No. 4.2 Número promedio de clientes 70Tabla No. 4.3 Ventas de energía eléctrica por sector de consumo (MWh) 71Tabla No. 4.4 Distribución porcentual de las ventas de energía eléctrica por sector de

consumo 72

Tabla No. 4.5 Consumo promedio mensual de energía eléctrica por cliente (kWh/cliente/mes) por sector de consumo 72

Tabla No. 4.6 Ventas de energía eléctrica por empresa distribuidora 73Tabla No. 4.7 Distribución porcentual de ventas de energía eléctrica por empresa

distribuidora 74

Tabla No. 4.8 Coeficientes de cada modelo y error medio 85Tabla No. 4.9 Coeficientes de cada modelo y error medio 86Tabla No. 4.10 Coeficientes de cada modelo y error medio 87Tabla No. 4.11 Ventas a consumidores directos y empresas distribuidoras (MWh) 88Tabla No. 4.12 ALUNASA: Distribución de la energía estimada por periodo horario 90Tabla No. 5.1 Proyección de gastos de operación, mantenimiento y comercialización 208Tabla No. 5.2 Detalle de Operación, Mantenimiento y Comercialización

209Tabla No. 5.3 Proyección de pagos por arrendamiento 211Tabla No. 5.4 Resumen de la adición de activos

213Tabla No. 5.5 Base Tarifaria Cálculo sobre el escenario de tarifas actuales 214Tabla No. 6.1 Resumen Servicio Deuda

215Tabla No. 6.2 Amortización de Préstamos

216Tabla No. 6.3 Gastos Financieros

217Tabla No. 6.4 Deuda Futura 218Tabla No. 7.1 Resumen comparativo de inversiones 219Tabla No. 8.1 Estado de situación – Activo en operación

260Tabla No. 8.2 Estado de situación – Patrimonio y Pasivo

261Tabla No. 8.3 Estado de Ingresos y Gastos proyectado a Tarifas Actuales 264Tabla No. 8.4 Activo Fijo en servicio neto en servicio proyectado comparativo y análisis

horizontal267

Tabla No. 8.5 Cálculo del Rédito de Desarrollo (Tarifas Actuales) 268Tabla No. 8.6 Estado de ingresos y gastos proyectado Tarifas Actuales (con implementación

del CVC, rédito 6,30%) 269Tabla No. 8.7 Comparación de resultados a tarifas actuales y tarifas propuestas (con

implementación del CVC, rédito 6,30%)270

Tabla No. 8.8 Cálculo del Rédito de Desarrollo (Tarifas Propuestas, rédito 6,30%) 271

Tabla No. 8.9 Estado de ingresos y gastos proyectado tarifas propuestas (sin implementación del CVC, rédito 5,71%) 272

Tabla No. 8.10 Comparación de resultados a tarifas actuales y tarifas propuestas (sin implementación del CVC, rédito 5,71%)273

Tabla No. 8.11 Cálculo del Rédito de Desarrollo (Tarifas Propuestas, sin implementación de CVC, rédito 5,71%)274

Tabla No. 8.12 Estado de ingresos y gastos proyectado tarifas propuestas (con implementación del CVC, rédito 5,71%) 275

Tabla No. 8.13 Comparación de resultados a tarifas actuales y tarifas propuestas (con implementación del CVC, rédito 5,71%)276

Tabla No. 8.14 Cálculo del Rédito de Desarrollo (Tarifas Propuestas, con implementación de CVC, rédito 5,71%) 277

INDICE DE ANEXOS

TítuloAnexo

No.

TOMO I

Estimaciones de consumo de combustibles y lubricantes para generación termoeléctrica del Sistema Eléctrico Nacional

1

Presupuesto de compra de energía a los generadores privados, escenarios de importación y exportación de electricidad

2

Metodología y proyección de gastos operación, mantenimiento y comercialización 3

Metodología y proyección de la cuenta de estudios preliminares 4

Metodología y proyección de la cuenta de estudios de preinversión 5

Metodología y proyección de la cuenta de gastos complementarios de operación 6

Metodología y proyección de la cuenta de la absorción de partidas amortizables de proyectos de generación, software y licencias de uso

7

Metodología de proyección de la cuenta de gastos administrativos 8

Metodología de proyección de la cuenta costos de gestión productiva 9

Análisis y estimaciones referidas al aseguramiento ICE 10

Metodología y proyección de la cuenta canon de aguas y costos ambientales 11

Metodología de proyección del activo fijo en servicio 12

TOMO II

Facturas y contratos de arrendamientos 13

Detalle por objeto de gasto del Sistema de Generación 14

Justificación de Inversiones 15

Contratos y notas de financiamiento de proyectos del sistema de Generación 16

Certificaciones de auditoría externa sobre estados financieros y montos de combustibles, lubricantes e importaciones

17

INTRODUCCIÓN

El Sistema de Generación del ICE tiene como responsabilidad operar y mantener las plantas de generación eléctrica, junto con una activa participación en el desarrollo de la oferta de energía.

A su vez el sistema permite mantener los estándares de cobertura, calidad y acceso al servicio eléctrico, lo que implica una fuerte inversión anual para el financiar el desarrollo actual y futuro, así como la disponibilidad suficiente y oportuna de los recursos financieros para la operación, mantenimiento y mejora del sistema eléctrico existente.

La ejecución de las metas propuestas y el servicio oportuno obligan al Sistema de Generación a incurrir en costos para la operación, mantenimiento, desarrollar inversiones y cubrir el servicio de la deuda del mismo.

En el estudio del comportamiento proyectado de las finanzas del sistema se utilizaron como base los estados auditados del periodo comprendido entre julio del 2009 y junio del 2010

Los costos para el período 2010 - 2015 correspondientes a combustibles y lubricantes, compra de energía a generadores privados y alquileres operativos, representan más del 61% de los costos totales.

Es importante aclarar que la solicitud tarifaria que aquí se presenta, no incluye gastos e ingresos ajenos a la prestación del servicio.

1

INFORMACIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN

1.1 Descripción del sistema

1.1.1 El ICE y el Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está conformado por los Sistemas de Generación, Transmisión y Distribución y es a través de éstos que se satisface la demanda de energía eléctrica de los clientes en los diferentes sectores de consumo.

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), es la empresa principal del sector eléctrico nacional. Es el mayor productor de energía eléctrica, el único responsable del desarrollo y mantenimiento del Sistema de Transmisión y el encargado de distribuir energía a los clientes finales en una gran parte del territorio nacional. Asimismo, es el responsable de la planificación y operación integrada del SEN. Por ley constitutiva, le corresponde velar por el suministro de la energía eléctrica que el desarrollo del país demanda.

En el campo de la generación de energía además del ICE participan generadores privados y algunas empresas distribuidoras. De igual manera, la distribución es responsabilidad de un grupo importante de empresas de carácter público y cooperativas.

1.1.2 Empresas Generadoras

La generación de electricidad en Costa Rica está concentrada en cinco empresas de servicio público y tres decenas de generadores privados. Las empresas de servicio eléctrico que tienen plantas de generación son: el ICE; la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, subsidiaria del ICE); la Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), la Cooperativa de Electricidad de San Carlos (COOPELESCA) y Coopeguanacaste.

1.1.3 Situación Actual del Sistema de Generación

El sistema eléctrico a diciembre del 2009 tiene una capacidad instalada efectiva de 2 372 MW, de los cuales un 64% corresponde a plantas hidroeléctricas, un 23% a plantas térmicas, un 7% a plantas geotérmicas, un 5% a plantas eólicas y un 1% a biomasa. De la capacidad instalada, el ICE opera un 69 % con plantas propias y un 23 % con plantas contratadas a generadores privados independientes. Las empresas distribuidoras operan plantas que alcanzan el 8 % de la capacidad instalada.

La máxima demanda registrada en el año 2009 fue de 1 497 MW y se dio en el mes de diciembre.

3

En el año 2009, el SEN generó 9 413 GWh, experimentando un decremento del 1.9% con relación al 2008. El ICE contribuyó a la generación total con un 74%, los generadores privados con 18% y el restante 8% fue producido por las empresas distribuidoras. El consumo nacional fue 9 253 GWh, un 1% menos de lo demandado durante el 2008.

Gráfico No. 1.1

Porcentaje de capacidad instalada y generación según tecnología

4

Hidro64%

Geotérm7%

Eólico5%

Biomasa1% Térm

23%

Capacidad instalada por fuente 2009

Hidro

Geotérm

Eólico

Biomasa

Térm

Hidro78%

Geotérm13%

Eólico3%

Biomasa1%

Térm5%

Generación por fuente 2009

Hidro

Geotérm

Eólico

Biomasa

Térm

Las características de las principales plantas del sistema de generación de Costa Rica se muestran en la Tabla No. 1.1.

Tabla No. 1.1

Características de las plantas generadoras

Inicio Potencia Generación Embalse Producción Tipo Indispo- O&M %PotNombre Opera Efectiva 2 009 Util específica Combustible nibilidad Fijos Instalada

(MW) (GWh) (hm3) (kWh/litro) (%) ($/kW-año)1. PLANTAS HIDROELECTRICAS

Garita 1958 40 173 0.4 10% 48.4 2%Río Macho 1963 134 497 0.4 10% 23.5 6%Cachí 1967 103 629 48 10% 27.5 4%Arenal 1979 157 911 1477 8% 21.4 7%Corobicí-Dengo 1982 174 972 0.08 8% 20.2 7%Ventanas Garita 1988 100 427 0.66 10% 28.0 4%Sandillal 1993 32 161 4.8 8% 55.3 1%Toro I 1996 27 101 - 10% 61.5 1%Toro II 1997 66 255 0.23 10% 35.9 3%Angostura 2000 180 867 11 10% 19.8 8%Peñas Blancas 2002 37 160 2 10% 50.7 2%General 2006 39 208 - 10% 49.1 2%La Joya 2006 50 280 - 10% 42.4 2%Cariblanco 2007 84 153 - 10% 31.1 4%Menores ICE varios 6 45 - 10% 396.1 0%Generación Privada varios 123 641 - 10% 176.9 5%CNFL varios 79 353 - 10% 34.5 3%COOPELESCA varios 28 83 0.1 10% 59.9 1%COOPEGUANACASTE 2007 18 75 - 10% 79.2 1%ESPH varios 19 91 - 10% 75.4 1%JASEC varios 19 140 - 10% 75.7 1%

Subtotal 1 515 7 225 64%2. PLANTAS TERMOELECTRICAS

Colima 1956 12 9 3.19 Die/Bunker 75 40.9 1%S.A. Gas 1973 37 6 2.50 Diesel 50 40.9 2%Barranca 1974 36 5 2.30 Diesel 50 40.9 2%Moín Pistón 1977 26 9 3.90 Die/Bunker 75 40.9 1%Pujol Orotina 2006 10 28 4.48 Bunker 15 40.9 0%Pujol Pocosí 2006 14 39 4.48 Bunker 15 40.9 1%Arrendamiento Barranca 2008 90 82 3.60 Diesel 0 245.3 4%Arrendamiento San Antonio 2008 110 103 3.60 Diesel 0 383.2 5%Moín Gas varios 209 170 2.82 Diesel 15 40.9 9%

Subtotal 544 451 23%3. PLANTAS GEOTERMICAS

Miravalles I 1994 55 446 10 71.1 2%Boca de Pozo 1995 5 43 10 71.1 0%Miravalles II 1998 55 374 10 71.1 2%Miravalles III 2000 26 213 10 71.1 1%Miravalles V 2003 18 110 10 71.1 1%

Subtotal 159 1 186 7%4. PLANTAS EOLICAS

Tejona 2002 20 80 - 44.6 1%Tilarán 1996 20 88 - 44.6 1%Aeroenergía 1998 6 31 - 44.6 0%Tierras Morenas 1999 20 75 - 44.6 1%Guanacaste 2009 50 52 - 44.6 2%

Subtotal 116 326 5%5. PLANTAS BIOMASA

Río Azul 2004 2 1 Biomasa - 40.9 0%El Viejo 2008 18 26 Biomasa - 40.9 1%Taboga varios 19 22 Biomasa - 40.9 1%Subtotal 39 48 2%TOTAL SNI 2 372 9 236 100%

Características de las plantas generadoras del Sistema Eléctrico (Dic 2009)

5

Tabla No. 1.1Características de las plantas generadoras (continuación)

OBSERVACIONESa. Precios a diciembre 2009b. Generación del año 2009 reportada por el CENCEc. Costos de O&M basados en "Informe de Costos y Gastos de Operación y Mantenimiento" años 2004, 2005, 2006 y 2007.

Se suponen los mismos costos para las plantas no ICE Para las geotérmicas se incluye el costo de operación del campo geotérmico En las plantas de alquiler se usa el costo fijo de contrato

d. Potencias efectivas tomadas de SIGEST. La potencia efectiva es la suma de las potencias efectivas de cada unidad. En el caso del parque térmico la potencia efectiva considera la degradación permanente

e. Potencia efectiva de plantas privadas corresponde a la potencia contratada.f. Indisponibilidad térmica y de ARCOSA modelada por temporadasg. Agrupamiento de plantas menores

Menores ICE =Cacao+Echandi+Avance+Lotes+Pto. Escondido = 5.879 MW Generadores Privados Hidro: 22 plantas con potencias entre 50 kW y 17 MW, con un promedio de 5.7 MW CNFL: Brasil(24MW)+Daniel Gutiérrez(19MW)+Belén(9MW)+Cote(6MW)+El Encanto(8MW)Electriona,N.Amo y R.Segundo (12 MW) COOPELESCA: Chocosuela1 (8.1 MW) + Chocosuela 2 y 3 (20 MW) COOPEGUANACASTE: Canalete (18 MW) ESPH: Los Negros (17.6MW) + Carrillos (2 MW) JASEC: Birrís1 (14.3 MW) + Birrís3 (3.39 MW) + Barro Morado (0.87 MW)

1.1.4 Rehabilitación y retiro de equipos

Las plantas más antiguas del sistema son susceptibles a rehabilitaciones de sus obras civiles y de sus equipos; algunas con el propósito de incrementar rentabilidad y eficiencia y en otras para aumentar la confiabilidad. La situación general de años de servicio de la capacidad instalada del parque generador del país se puede ver en el Gráfico 1.2, donde se indica el porcentaje de la capacidad instalada de cada fuente que supera un determinado número de años.

Gráfico No. 1.2

0%

20%

40%

60%

80%

100%

>5 años >10 años > 20 años > 30 años > 40 años

% C

ap I

nst p

or fu

ente

Edad del grupo de plantas

Edad de las plantas generadoras(al 2009)

Hidro

Term

Geot

6

1.2 Plan de Expansión de la Generación

El Plan de Expansión de la Generación1 (PEG) es el marco de referencia para los principales propósitos de planeamiento, de mediano y largo plazo, de los participantes en el Sector Eléctrico del país. El PEG sintetiza las estrategias de desarrollo eléctrico, las posibilidades de las diferentes opciones tecnológicas y las necesidades de recursos en el futuro.

Partiendo del sistema existente, el PEG es una optimización de la operación y la expansión para atender la demanda eléctrica prevista para los años venideros, al mínimo costo y respetando criterios de confiabilidad.

Dada la poca capacidad de las interconexiones con los países vecinos y el incipiente mercado eléctrico regional, en el mediano plazo no se tienen las condiciones necesarias para depender de intercambios de energía entre países. Aun con la entrada del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), las posibilidades de intercambio entre los países del área no excederán un 10% de la demanda propia.

Por esta razón el Plan de Expansión de Generación (PEG) se refiere al sistema costarricense aislado, sin considerar exportaciones o importaciones en las decisiones de inversión. Sin embargo, se deben aprovechar las ventajas que la interconexión ofrece para reducir los costos de operación, ya sea comprando energía cuando su precio sea inferior al costo local de producción o exportando excedentes.

El sistema de generación se analiza con el modelo SDDP2. Este programa matemático utiliza la programación dinámica estocástica, donde los datos hidrológicos son la variable aleatoria del sistema. Se utiliza para simular la operación del sistema y obtener los costos marginales de operación y el costo marginal de largo plazo. A través de un proceso de iteraciones, se obtiene el plan de mínimo costo.

1.3 Plan de Expansión y Balance de Energía

A partir del PEG se calcula el balance de energía, con el cual se hacen las estimaciones de necesidades de combustible.

Demanda

La proyección de la demanda, de acuerdo con el estudio publicado más reciente3 se muestra en la siguiente tabla

1 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica, período 2010-2021, CENPE, ICE, setiembre 20092 Stochastic Dual Dynamic Programming, Power System Research, Brasil3 Proyecciones de la demanda de energía eléctrica en Costa Rica (2010-2033]). CENPE, ICE, mayo 2010.

7

Tabla 1.2Proyección de la Demanda

Año Factor Factor

Pérdid Carga Ventas Gener Pot Crec Ventas Gener Pot Crec Ventas Gener Pot Crec% % GWh GWh MW % GWh GWh MW % GWh GWh MW %

2008 11 68% 0 9 343 1 526 0 9 343 1 526 0 9 343 1 5262009 11 68% 8 238 9 253 1 497 -1.0 8 238 9 253 1 497 -1.0 8 238 9 253 1 497 -1.02010 11 68% 8 488 9 537 1 601 3.1 8 488 9 537 1 601 3.1 8 488 9 537 1 601 3.12011 11 68% 8 756 9 838 1 652 3.2 8 756 9 838 1 652 3.2 8 756 9 838 1 652 3.22012 11 68% 9 166 10 299 1 729 4.7 8 978 10 088 1 693 2.5 9 435 10 601 1 780 7.82013 11 68% 9 602 10 789 1 811 4.8 9 207 10 345 1 737 2.6 10 138 11 391 1 912 7.42014 11 68% 10 078 11 323 1 901 5.0 9 451 10 619 1 783 2.6 10 905 12 252 2 057 7.62015 11 68% 10 592 11 901 1 998 5.1 9 709 10 909 1 831 2.7 11 731 13 181 2 213 7.62016 11 68% 11 133 12 509 2 100 5.1 9 975 11 208 1 882 2.7 12 612 14 171 2 379 7.52017 11 68% 11 702 13 149 2 207 5.1 10 250 11 517 1 933 2.8 13 551 15 226 2 556 7.42018 11 68% 12 301 13 822 2 320 5.1 10 533 11 835 1 987 2.8 14 553 16 352 2 745 7.42019 11 68% 12 932 14 530 2 439 5.1 10 826 12 164 2 042 2.8 15 622 17 552 2 947 7.32020 11 68% 13 595 15 276 2 564 5.1 11 129 12 504 2 099 2.8 16 761 18 833 3 162 7.32021 11 68% 14 294 16 061 2 696 5.1 11 441 12 855 2 158 2.8 17 961 20 181 3 388 7.22022 11 68% 15 030 16 887 2 835 5.1 11 763 13 217 2 219 2.8 19 238 21 616 3 629 7.12023 11 68% 15 804 17 757 2 981 5.2 12 096 13 591 2 282 2.8 20 599 23 145 3 885 7.12024 11 68% 16 620 18 674 3 135 5.2 12 439 13 977 2 346 2.8 22 050 24 775 4 159 7.02025 11 68% 17 509 19 673 3 303 5.3 12 814 14 398 2 417 3.0 23 598 26 514 4 451 7.02026 11 68% 18 453 20 734 3 481 5.4 13 205 14 838 2 491 3.1 25 248 28 369 4 762 7.02027 11 68% 19 451 21 856 3 669 5.4 13 611 15 293 2 567 3.1 27 009 30 347 5 095 7.02028 11 68% 20 506 23 041 3 868 5.4 14 032 15 766 2 647 3.1 29 022 32 609 5 474 7.52029 11 68% 21 622 24 294 4 078 5.4 14 468 16 256 2 729 3.1 31 208 35 066 5 887 7.52030 11 68% 22 802 25 620 4 301 5.5 14 920 16 764 2 814 3.1 33 558 37 705 6 330 7.52031 11 68% 24 036 27 007 4 534 5.4 15 379 17 280 2 901 3.1 36 067 40 525 6 803 7.52032 11 68% 25 292 28 419 4 771 5.2 15 831 17 788 2 986 2.9 38 656 43 434 7 292 7.22033 11 68% 26 642 29 934 5 025 5.3 16 348 18 368 3 084 3.3 41 630 46 776 7 853 7.7

EscenariosMedio Bajo Alto

Balance de generación

Para estimar las necesidades de generación térmica se elabora un balance energético, usando la proyección de la demanda y el plan de expansión. De este balance se derivan las estimaciones de generación térmica, que al multiplicarlas por las proyecciones de precios de los hidrocarburos, da una proyección de la demanda de recursos para comprar combustibles.

Los resultados del Balance se muestran en el Anexo No. 1.

Programa de Obras de GeneraciónEl Plan de Expansión utilizado para el Balance Energético de la presente solicitud tarifaria, es el que se muestra en la Tabla No. 1.3

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Tabla No. 1.3Plan de Expansión

Año Mes Proyecto Fuente MW Cap Inst MW2 372

2010 4 Pocosol Hidro 26 2 3987 Alquiler San Antonio Térm -110 2 288

2011 1 Garabito Térm 200 2 4887 Alquiler Barranca Térm -90 2 3987 Los Santos Eólic 13 2 411

10 Pirrís Hidro 128 2 53910 Tacares Hidro 7 2 54611 Pailas Geot 35 2 58112 Cutres Biom 3 2 58412 El Palmar Biom 5 2 589

2012 1 Colima Térm -14 2 5755 Cubujuquí Hidro 22 2 5975 Valle Central Eólic 15 2 6126 Toro 3 Hidro 49 2 661

2013 6 Anonos Hidro 4 2 6659 Balsa Inferior Hidro 38 2 703

11 Cachí Hidro -105 2 59811 Cachí 2 Hidro 158 2 756

2014 1 Capulín Hidro 49 2 8051 Chucás Hidro 50 2 8551 Torito Hidro 50 2 9051 Turbina Proyecto Térm 35 2 940

2015 1 BOT Eólico Eólic 50 2 9902016 1 Reventazón Hidro 300 3 290

1 Reventazón Minicentral Hidro 14 3 3042017 3 3042018 1 Diquís Hidro 608 3 912

1 Diquís Minicentral Hidro 23 3 9352019 3 9352020 3 9352021 1 Hidro Proyecto 4 Hidro 50 3 9852022 3 9852023 1 Geotérmico Proyecto 1 Geot 35 4 020

1 Geotérmico Proyecto 2 Geot 35 4 0551 Geotérmico Proyecto 3 Geot 35 4 0901 Geotérmico Proyecto 4 Geot 35 4 1251 Savegre Hidro 160 4 285

2024 1 Hidro Proyecto 1 Hidro 50 4 3352025 1 Hidro Proyecto 3 Hidro 50 4 385

1 Eólico Proyecto 2 Eólic 50 4 4351 Pacuare Hidro 167 4 602

Instalación acumulada dic 2009 :

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2. RESUMEN DE LA SOLICITUD Y JUSTIFICACION DEL AJUSTE

La presente solicitud de ajuste tarifario para el Sistema de Generación tiene como objetivo solicitar un rédito para el desarrollo de un 5,71%. La metodología aplicada para la obtención del mismo está apegada a la metodología avalada por la ARESEP.

En el presente pliego tarifario se está retomando el mecanismo de Cargo Variable de Combustible, el cual en audiencia pública realizada el 11 de setiembre de 2007 se sometió a consideración esta, propuesta hecha por la Dirección de Servicios de Energía de la ARESEP. Esta metodología tarifaria extraordinaria tiene como propósito ajustar las tarifas del servicio de suministro de electricidad producto de variaciones en el gasto por consumo de combustibles para generación; y en consecuencia para incluir una señal adecuada de precio en este cargo, el mismo debe calcularse y cobrarse en forma diferenciada entre las distintas temporadas: temporada alta (TA) de enero a mayo y temporada baja (TB) de junio a diciembre de cada año; de tal forma que el cargo de cada temporada refleje, en la medida de lo posible, los costos de cada una de ellas.

Dado el grado de avance del equipo técnico de ARESEP en el análisis y revisión de esta metodología, existe un gran probabilidad de que la resolución sea publicada en el mes de octubre del presente año, lo cual obliga al ICE a presentar dos opciones:

Tarifas propuestas con implementación del costo variable de los combustibles y ajuste para alcanzar el rédito de referencia.

Tarifas propuestas sin implementación del costo variable de los combustibles y ajuste para alcanzar el rédito de referencia.

La solicitud tarifaria sigue el criterio de la metodología de tasa de retorno para ajustar las tarifas, el cual es empleado por el Ente Regulador, Sin embargo, dado que las tarifas entrarán a regir a partir del 15 de febrero del 2011, los porcentajes de rédito anuales deberán disminuirse proporcionalmente al periodo en que estarán vigentes las tarifas, de tal forma que se considera un rédito proporcional para los meses de febrero (15 días) a diciembre 2011. La metodología seguida para obtener la proporción, ha sido dividir los réditos entre doce meses y se multiplican por diez y medio meses, que serían los meses de aplicación en el 2011. Lo anterior es concordante con el procedimiento seguido por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en anteriores resoluciones tarifarias.

Con lo antes expuesto el rédito anual corresponde a un 6,53%, y el rédito proporcional que entraría a regir a partir del 15 de febrero del 2011 es de 5,71%.

Con el rédito solicitado se mantendrán los niveles de ingresos del sistema, con los cuales se logra cubrir los costos de operación del sistema, cubrir el servicio de la deuda y generar recursos para el financiamiento de la contrapartida local del plan de expansión.

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El rédito para el desarrollo según los análisis financieros a tarifas actuales en 2011, ascendería a 5,65% para el Sistema. Por lo que el aumento solicitado sin considerar la implementación del cargo variable de combustibles y el ajuste en las tarifas para poder alcanzar el rédito de referencia, sería:

Sistema de Generación sin implementación del Cargo Variable de Combustibles

Tarifa Descripción % de ajuste

T-AT Alta tensión 0,26% T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL. 0,26% T-SD Ventas a JASEC, ESPH y Cooperativas de E.R. 0,25%

Ajuste promedio del Sistema 0,25%

De aprobarse por parte del ente regulador la metodología de Costo Variable de Combustibles (CVC), el ajuste propuesto en las tarifas del sistema considerando la implementación del cargo variable de combustibles y el ajuste en las tarifas para poder alcanzar el rédito ascendería:

Sistema de Generación con implementación del Cargo Variable de Combustibles

Tarifa Descripción % de ajuste

T-AT Alta tensión -17,16% T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL. -17,16% T-SD Ventas a JASEC, ESPH y Cooperativas de E.R. -17,16%

Ajuste promedio del Sistema -17,16%

Para el 2011 año en el cual se solicita el ajuste se proyecta un crecimiento en los costos y gastos de operación sin considerar la variación de los combustibles del 3,16%, el cual es inferior a la inflación proyectada, mientras que los ingresos se estiman crecerán un 4,87%. Ese crecimiento de los costos y gastos de explotación es debido principalmente a la disminución neta en la cuenta de arrendamientos operativos en el orden de ¢ 17 984 millones producto de la cancelación del arrendamiento temporal de la Planta San Antonio en el 2010, al registro del 50% de la cuota de arrendamiento temporal de la Planta Barranca en el 2011 y al registro de la cuota completa de la Planta Térmica Garabito. Esta disminución absorbe en casi su totalidad el incremento que se da en las demás cuentas de costos y gastos. Es por las razones anteriormente citadas que de aprobarse por parte de ARESEP la metodología del CVC el sistema está en capacidad de solicitar una disminución en las tarifas y en caso contrario se solicita un incremento relativamente bajo por la situación financiera que se da en el 2011.

Es importante aclarar que ambas opciones no incluyen el monto de ¢ 31 mil millones de colones en combustibles producto de la diferencia entre el gasto real al mes de agosto y el proyectado para los meses de setiembre a diciembre (¢83 827,7millones) y lo reconocido en el pliego tarifario por parte del Regulador ¢52 507 millones para el año 2010.

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2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Inflación de Costa Rica final del año (%) 4.05% 6.00% 5.00% 7.95% 7.95% 7.95% 7.95%Inflación de Costa Rica promedio del año (%) 7.84% 5.87% 4.92% 6.60% 7.95% 7.95% 7.95%

Inflación externa de EE.UU. final del año (%) 2.72% 1.60% 1.10% 2.73% 2.73% 2.73% 2.73%Inflación externa de EE.UU. promedio del año (%) -0.36% 1.69% 1.16% 1.98% 2.73% 2.73% 2.73%

Tipo de cambio de venta final a diciembre de cada año (¢/US$) 571.81 559.32 580.91 610.43 641.44 674.04 708.29Variación de tipo de cambio final (¢/US$) 1.95% -2.18% 3.86% 5.08% 5.08% 5.08% 5.08%

Tipo de cambio de venta promedio (¢/US$) 578.08 541.62 570.95 596.78 627.10 658.97 692.45Variación de tipo de cambio promedio (¢/US$) 8.89% -6.31% 5.41% 4.52% 5.08% 5.08% 5.08%

CONCEPTO

3 METODOLOGÍA Y CRITERIOS DE PROYECCIÓN

3.1 Proyección de variables macroeconómicas

De acuerdo con la Revisión del Programa Macroeconómico 2010-2011 efectuada en julio 2010 por parte del Banco Central de Costa Rica (BCCR), se realizó la revisión de las premisas económicas para emplear en la presente solicitud tarifaria, las cuales fueron aprobadas por la Presidencia Ejecutiva mediante nota 5401-0773-2010 del 9 de agosto de 2010 de la Gerencia General de la Institución.

En la siguiente tabla se presentan las estimaciones de las principales variables económicas para efectos tarifarios.

Tabla No. 3.1

Notas:- La inflación tanto de Costa Rica como de los Estados Unidos de América (EE.UU.) se

refieren al Indice de Precios al Consumidor de cada país.- La inflación de los años 2010 y 2011 es acorde con la información dada por el BCCR

en el Programa Macroeconómico 2010-2011 de enero 2010.- La inflación de los EE.UU. para el 2010 se obtuvo del World Economic Outlook de

octubre 2009 y para el resto de años de acuerdo al promedio de las inflaciones de los últimos 25 años.

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Al respecto se presentan las siguientes consideraciones

3.2.2 Tipo de cambio

Con respecto a la política monetaria y cambiaria la Revisión del Programa Macroeconómico indica:

“En buena medida por elementos ajenos al control monetario de corto plazo, como la estacionalidad, el impacto de la inflación importada y el efecto de los ajustes en los precios de algunos bienes y servicios regulados. Ello ubicó la tasa interanual de crecimiento de los precios en 6,3% en junio del 2010, lo que significó un desvío con respecto al límite superior del rango meta del PM 2010-11 para diciembre del 2010 (entre 4% y 6%).

No obstante, la aceleración del crecimiento de los precios durante el primer semestre del año se presentó en un contexto macroeconómico caracterizado por menores presiones de demanda interna y un comportamiento de los agregados monetarios, del crédito al sector privado y del tipo de cambio que no contribuyó al aumento de las presiones inflacionarias futuras. De manera consistente con esta situación, la inflación de mediano y largo plazo, medida por la variación del Índice Subyacente de Inflación (ISI), se ubicó en torno al 4% desde noviembre del 2009 y particularmente en el segundo trimestre del 2010 por debajo de esa tasa.

Es importante acotar que la evolución mensual de la inflación a lo largo del lapso enero-junio del 2010 se comportó de manera asimétrica, ya que de la variación acumulada a junio (3,4%) el 68% se concentró en los dos primeros meses del año (sólo en enero un 48%). Este hecho respondió, entre otros factores, al ajuste en el precio de algunos bienes y servicios del componente regulado del IPC y de los servicios de educación. Por su parte, la variación anualizada del IPC para los 4 trimestres terminados en marzo, abril, mayo y junio señala una reducción importante de la presión al alza sobre el nivel general de precios.

El impacto de la inflación importada sobre los precios internos estuvo asociado, en mayor medida, con el alza en el precio internacional del petróleo (27% en promedio durante los primeros seis meses del 2010, respecto al valor medio registrado en el 2009), cuyo efecto fue parcialmente compensado por la reducción que experimentó la cotización de los granos básicos (maíz, trigo, arroz y soya) en el mercado internacional y la apreciación de la moneda local. Así, los insumos importados para la elaboración de alimentos procesados ejercieron menos presión sobre los precios internos, lo cual quedó reflejado en el subíndice de bienes y servicios transables del IPC, que sólo aportó 0,2 p.p. de la inflación acumulada a junio.

Los servicios de la vivienda que más contribuyeron al resultado de su grupo fueron agua y electricidad (con variaciones acumuladas de 14,8% y 7,2%, en ese orden). En educación el mayor aporte provino de los servicios de educación

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básica y universitaria, con un crecimiento acumulado de 11,5% y 10,1%, respectivamente.Por último, pese a la baja histórica de la tasa de inflación en el 2009 y las señales de estabilización evidenciadas por el indicador de inflación subyacente, las expectativas inflacionarias, aunque menores a las observadas un año antes, todavía se mantienen por encima del límite superior del rango meta de inflación para el término del 2010, lo cual muestra la dificultad para anclar las expectativas de los agentes económicos en torno al objetivo inflacionario del Banco Central, luego de diecinueve meses que evidencian un notable proceso de desinflación en Costa Rica. Por ende se considera conveniente que los agentes económicos incorporen elementos prospectivos en sus procesos de fijación de precios y formación de expectativas, por cuanto ello favorece la reducción de la inercia inflacionaria.”

Bajo las consideraciones anteriores y la “Encuesta Mensual de Expectativas de Inflación y de Variación de Tipo de Cambio” de junio 2010 del BCCR, la expectativa media de variación del tipo de cambio para el horizonte de seis meses (01/06 a 30/11) es de 3.2%.Para la estimación del tipo de cambio a diciembre del 2010 se analizó la expectativa media de variación del tipo de cambio a seis meses de 3.2%, según los resultados de la citada encuesta. Según este parámetro el tipo de cambio (venta) a fin de año sería de ¢559.32 por dólar.

Para la estimación del tipo de cambio a diciembre del 2011 se empleó el diferencial cambiario de la inflación local y la inflación externa (medida por el IPC de los EE.UU.) de acuerdo con la metodología de poder de paridad de compra, con lo cual se obtuvo un tipo de cambio de venta a final de año de ¢580,91 por dólar.

Para el año 2012 también se empleó el diferencial cambiario de la inflación local y la inflación externa (medida por el IPC de los EE.UU.) de acuerdo con la metodología de poder de paridad de compra, con lo cual se obtuvo un tipo de cambio de venta a final de año de ¢610.43 por dólar.

3.1.2. Inflación Local

La aceleración del crecimiento de los precios durante el primer semestre del año se presentó en un contexto macroeconómico caracterizado por menores presiones de demanda interna y un comportamiento de los agregados monetarios, del crédito al sector privado y del tipo de cambio que no contribuyó al aumento de las presiones inflacionarias futuras.

De manera consistente con esta situación, la inflación de mediano y largo plazo, medida por la variación del Índice Subyacente de Inflación (ISI), se ubicó en torno al 4% desde noviembre del 2009 y, particularmente en el segundo trimestre del 2010 por debajo de esa tasa. Es importante acotar que la evolución mensual de la inflación a lo largo del lapso enero-junio del 2010 se comportó de manera asimétrica, ya que de la variación acumulada a junio (3,4%) el 68% se concentró en los dos primeros meses del año (sólo en enero un 48%).

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Este hecho respondió, entre otros factores, según el BCCR” al ajuste en el precio de algunos bienes y servicios del componente regulado del IPC y de los servicios de educación.”

La inflación de julio, medida con la variación mensual del Índice de Precios al Consumidor (IPC), fue de 0,32%. Lo anterior llevó la inflación acumulada a 3,7% y la interanual a 5,7%. Con el resultado interanual la variación del nivel general de precios se ubicó dentro del rango meta de Inflación (5%±1 punto porcentual) contemplado para diciembre del 2010 en el Programa Macroeconómico 2010-11 y ratificado en su reciente revisión.

Este comportamiento reafirma el proceso de desinflación iniciado desde diciembre del 2008. La inflación promedio entre diciembre del 2008 y julio del 2010 fue de 7,5% (Particularmente entre agosto del 2009 y julio del 2010 de 5,1%), lo que contrasta con el 11,2% observado en el lapso enero 2000-noviembre 2008.El comportamiento mostrado por los indicadores de inflación se presentó en un contexto caracterizado por menores presiones de demanda interna y donde la evolución de los agregados monetarios, del crédito al sector privado y del tipo de cambio no contribuyó al incremento de las presiones inflacionarias.

La inflación local estimada para el 2010 se situó en 6%, la cual considera la inflación estimada en la Revisión del Programa Macroeconómico 2010 – 2011 del BCCR entre el 4% y el 6%, que incluye las presiones inflacionarias que se podrían presentar en el segundo semestre del 2010.

La inflación del 2011 se estimó en un 5%, la cual considera la meta inflacionaria del 4 % más un punto porcentual de acuerdo con el rango de tolerancia establecido por el BCCR, y muy inferior al piso inflacionario de los últimos cinco años, incluidos los dos años de proyección del BCCR (2009 – 2010)

La estimación de inflación para el período 2012 se sitúa en un 7,95%, lo anterior a partir de la aplicación del promedio de la inflación observada en el período 2007-2009 y la inflación proyectada para los años 2010 y 2011.

3.1.3 Inflación Externa

Por otra parte, las proyecciones de crecimiento económico para la economía estadounidense en el 2009 siguen siendo negativas; sin embargo, esa economía ha presentado en los últimos meses signos de reactivación, por lo que el FMI considera que aunque continuará la contracción económica mundial, el panorama para Estados Unidos de América será menos negativo en relación con la evaluación realizada en abril pasado.

Las estimaciones de inflación externa de los EE.UU. para el 2010 es de 1.6% y de 1.1%, para el 2011, se fijaron de acuerdo con lo establecido en el documento: Word Economic Outlook de julio 2010 y para el período 2012-2022 se consideró el promedio de inflación de los Estados Unidos en los últimos veinticinco años de 2.73%.

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El detalle del cálculo de los escalonamientos basados en las premisas económicas del período 2010-2015 se presenta para la partida de operación, mantenimiento y comercialización en el Anexo No. 4, mientras que para las restantes partidas de costos y gastos que utilizan dicho insumo, la información se muestra en el apartado No. 3.2 de este documento. Además la justificación técnica de los componentes local y externo de los costos de operación y mantenimiento se detalla en el documento “Determinación del Componente del Costo Local y Externo de la Operación, Mantenimiento y Comercialización de los Sistemas de: Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público” elaborado por el Proceso Proyecciones Financieras de la Subgerencia de Finanzas y presentado ante la ARESEP según Oficio No. 00078-0785-2010.

Es importante señalar que las premisas de inflación se basan principalmente en la Revisión de Programa Macroeconómico del BCCR de julio 2010, en el cual se estima una inflación para el 2010 de 4% - 6% y en el 2011 de 4% (±1 p.p.). En el caso del ICE-Sector Electricidad se emplea el margen superior de la estimación de 6% y 5% respectivamente. A pesar de que en los últimos meses se ha presentado una desaceleración del ritmo inflacionario, en los resultados de la “Encuesta Mensual de Expectativas de Inflación y de Variación del Tipo de Cambio”, de julio 2010, la expectativa de la tasa de inflación a doce meses bajó de un 7,2% (encuesta de julio 2010) a 7,7% (encuesta de setiembre 2009), por encima de la inflación proyectada por el BCCR para el 2010 de 5% (±1 p.p.). En las encuestas anteriores al mes de julio las proyecciones de inflación a doce meses se han mantenido por encima de la inflación observada, no obstante la desaceleración de esta variable en el transcurso del año.

Durante los primeros seis meses del año, debido a una mayor disponibilidad de divisas, se ha observado un asentamiento de la apreciación de la moneda nacional con respecto al dólar. Por lo anterior el tipo de cambio tendió a moverse hacia el límite inferior de la banda (excepto en el mes de mayo).

Según el BCCR, esta mayor cantidad de divisas disponibles en el período se debió principalmente a: i) los mayores ingresos netos de divisas, provenientes del turismo y de las exportaciones, ii) la reducción de posición propia por parte de los intermediarios cambiarios, iii) la venta de divisas por parte del Gobierno en marzo y, iv) la eventual repatriación de capitales por parte de residentes privados e institucionales.

3.3 Metodología de cálculo de los escalonamientos de los costos y gastos de operación y mantenimiento

Los escalonamientos se elaboran con base en índices que muestran la variación de un promedio (de precios, salarios o de otra medida económica) a lo largo del tiempo. Los escalonamientos miden el cambio en el nivel medio de precios de los bienes y servicios adquiridos por la Institución en un lapso de tiempo e indican la forma en que un valor inicial va creciendo en el tiempo.

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El escalonamiento se puede aplicar:

1. A un año en el cual se registran los bienes y servicios a precios corrientes y se llevan a precios de un año base o precios constantes.

2. A un año base y así se ajustan los precios del año base a precios del año en que se estima realizar las erogaciones.

Para efectos de proyección, se aplican los escalonamientos a todos los rubros que afectan los gastos de operación que se realizan en un período de tiempo. El factor de escalonamiento podría ser:

Totalmente local (inflación interna) si los gastos se efectúan dentro del país y la erogación no se ve afectada por las variaciones en los precios internacionales.

Totalmente externo, si los gastos se realizan en el exterior, por lo que el índice de escalonamiento estará compuesto por la variación de tipo de cambio y la inflación externa.

Podría tener un componente local y uno externo dependiendo del tipo del gasto que se proyecte.

A continuación se detalla el procedimiento y los criterios seguidos para el cálculo de los escalonamientos para el gasto local y gasto externo. En este punto es importante señalar que el día 11 de junio del 2008 se realizó una reunión con funcionarios de la Dirección de Energía de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos para discutir, entre varios puntos, la metodología de escalonamiento dado que en ese año se presentó una base de proyección (abril 2007-marzo 2008) atípica con respecto a solicitudes de tarifas anteriores, por lo que fue necesario acordar criterios.

La Dirección de Energía, a través del señor Marco Cordero Arce, evaluó la propuesta metodológica para escalonar los costos y gastos de operación y mantenimiento por parte del ICE-Sector Electricidad y se manifestó de acuerdo con la aplicación de la metodología empleada en la solicitud tarifaria de setiembre 2008.

Para la actual solicitud tarifaria se presenta una base de proyección interanual (julio 2009 – junio 2010), razón por la cual para la elaboración de los escalonamientos se siguieron los mismos criterios de la solicitud tarifaria anterior, avalados por el Ente Regulador. A continuación se detalla la metodología de cálculo de los escalonamientos.

a. Para gasto local

En la presente proyección se emplea como año base el 2010, el cual es el resultado de escalonar las cifras reales del período julio 2009 - junio 2010 a precios de junio del 2010. Para escalonar estas cifras se empleó la inflación promedio de Costa Rica del período julio 2009 a junio 2010, medida a través del índice de precios al consumidor (IPC) elaborado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC) y el índice de inflación real del mes de junio 2010. En el caso del período julio 2009 – junio 2010 se consideran los índices de precios mensuales y se obtiene el promedio

17

de los doce meses. Se sigue este criterio dado que los costos y gastos se realizan en el transcurso del año; por lo tanto, se aplica el promedio de la inflación local del período y se ajusta a precios de junio.

Para el cálculo del escalonamiento del año 2011, se emplea el promedio de la inflación local del año 2010 y el promedio de la inflación estimada del 2011. El índice de inflación promedio del 2010 se obtiene del promedio de los índices de precios de los doce meses considerando los índices reales al mes de junio y los proyectados de julio a diciembre4, de acuerdo con la inflación estimada en la Segunda Revisión del Programa Macroeconómico del BCCR. En el año 2011, se proyecta la inflación mensual en forma geométrica y se obtiene el promedio de los doce meses. Para efectos de obtener la inflación promedio del 2011, se divide el índice de inflación promedio del 2011 entre el índice de inflación promedio del 2010. Se sigue este criterio dado que los costos y gastos se realizan en el transcurso del año; por lo tanto, se aplica el promedio de la inflación local.

Para el período 2012-2015 se obtiene la inflación mensual proyectada en forma geométrica y se obtiene el promedio de los doce meses, posteriormente se divide el índice de inflación promedio de cada año entre el índice de inflación promedio del año anteror y el resultado muestra el factor de escalonamiento para cada año del período, siguiendo el criterio citado en el párrafo anterior.

b. Para gasto externo

El gasto puede ser externo por tratarse de una compra de bienes o servicios en el exterior, lo cual generalmente se realiza en dólares, en este caso los colones se deben convertir a dólares (los colones se afectan por el tipo de cambio), además los bienes o servicios externos se verán influenciados por la inflación externa, medida ésta por el Índice de Precios al Consumidor de los EE.UU.

Por otra parte, el gasto puede ser externo por consistir en compras dentro del país, pero donde el bien o servicio tiene un alto componente externo, por lo que también se afectará por la variación de tipo de cambio y la inflación externa. Para efectos de cálculo se sigue el siguiente procedimiento:

En la presente proyección se emplea como año base el 2010, el cual es el resultado de escalonar las cifras reales del período julio 2009 - junio 2010 a precios de junio del 2010. Para escalonar estas cifras se empleó el índice de inflación promedio de los Estados Unidos de América del período julio 2009 a junio 2010, medida a través del índice de precios al consumidor elaborado por U.S. Department of Labor, Bureau of Labor Statistics. Washington, D.C y el índice de inflación real de junio. Para efectos de obtener el factor de escalonamiento a junio del 2010, se divide el índice de inflación de junio 2010 entre el índice de inflación promedio del período julio 2009 – junio 2010 y se multiplica por la variación del tipo de cambio promedio del 2010 entre el tipo de cambio de junio 2010. La variación del tipo de cambio promedio del 2010 se obtiene dividiendo los tipos de cambio reales a junio 2010 más los proyectados de julio a diciembre entre doce y

4

18

se divide entre el tipo de cambio final del mes de junio, siguiendo el criterio de que los costos y gastos se realizan en el transcurso del año.

Para el año 2011 se obtiene la inflación externa mensual proyectada en forma geométrica y se obtiene el promedio de los doce meses, posteriormente se divide el índice de inflación promedio del 2011 entre el índice promedio de inflación del 2010 y el resultado se multiplica por la variación del tipo de cambio promedio acumulada del 2011. Este último se obtiene mediante la proyección geométrica

Para proyectar los meses de julio a noviembre se emplea una tasa de crecimiento geométrica mensual del tipo de cambio del 2011 y se divide entre doce, dando como resultado el tipo de cambio promedio. Una vez obtenido el tipo de cambio promedio del 2011 se divide entre el tipo de cambio promedio del 2010, de lo cual se obtiene la variación de tipo de cambio promedio acumulada del período 2010-2011.

El procedimiento señalado en el párrafo anterior se aplica para el resto del período proyectado.

En las tablas Nº 1, 2, 3 y 4 se presenta la metodología empleada para el cálculo de escalonamientos para el período 2009-2015, además de las ecuaciones y los resultados obtenidos.

Tabla No.3.2

19

Enero 130,44 137,41 143,91 151,45 163,49 176,49 190,52

Febrero 131,02 138,35 144,49 152,42 164,54 177,62 191,74

Marzo 131,04 138,69 145,08 153,39 165,59 178,75 192,96

Abril 131,47 138,77 145,67 154,38 166,65 179,90 194,20

Mayo 131,30 139,49 146,27 155,36 167,71 181,05 195,44

Junio 131,53 139,83 146,86 156,36 168,79 182,21 196,69

julio 132,73 140,27 147,46 157,36 169,87 183,37 197,95

Agosto 133,60 140,88 148,06 158,36 170,95 184,54 199,21

Setiembre 133,75 141,48 148,66 159,38 172,05 185,72 200,49

Octubre 134,06 142,09 149,27 160,39 173,15 186,91 201,77

Noviembre 133,85 142,71 149,88 161,42 174,25 188,11 203,06 Diciembre 135,21 143,32 150,49 162,45 175,37 189,31 204,36

Promedio Anual 132,50 140,27 147,18 156,89 169,37 182,83 197,37

Variación Anual (Dic-Dic) 4,05% 6,00% 5,00% 7,95% 7,95% 7,95% 7,95%

Variación Promedio Anual 7,84% 5,87% 4,92% 6,60% 7,95% 7,95% 7,95%

Notas:

Inflación Interna (IPC-CR) según el índice de precios al consumidor del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEC). Datos reales a junio 2010.

Tipo de cambio de venta, al final de cada mes. Datos reales a junio 2010.

Inflación externa (IPC-USA) índice de precios al consumidor de los Estados Unidos de América (EE.UU.), según Bureau of Labor Statistic. Datos reales a junio 2010.

Estimaciones anuales según párametros globales del Banco Central de Costa Rica (Segunda Revisión del Programa Macroeconómico 2010-2011 de julio 2010) y otras fuentes.

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDADDATOS REALES Y PROYECCIONES DE INFLACIÓN Y TIPO DE CAMBIO

PERÍODO 2009-2015 (Real a Junio 2010)

Mes / Año

201520132009 2010 2011 2014

Inflación Interna (IPC-CR)

2012

Tabla No. 3.3

Tabla No. 3.4

20

Enero 565,16 565,11 561,09 583,30 612,94 644,09 676,81

Febrero 570,13 558,45 562,86 585,72 615,48 646,75 679,62

Marzo 568,35 528,78 564,64 588,14 618,03 649,43 682,43

Abril 577,97 516,04 566,42 590,57 620,58 652,12 685,25

Mayo 581,63 545,72 568,21 593,02 623,15 654,82 688,09

Junio 579,91 540,24 570,01 595,47 625,73 657,53 690,94

julio 590,94 522,71 571,81 597,94 628,32 660,25 693,80

Agosto 593,74 529,84 573,61 600,41 630,92 662,98 696,67

Setiembre 591,73 537,06 575,43 602,90 633,53 665,72 699,55

Octubre 586,31 544,38 577,24 605,39 636,16 668,48 702,45


Promedio Anual 578,08 541,62 570,94 596,77 627,09 658,95 692,44

Variación Anual (Dic-Dic) 1,95% -2,18% 3,86% 5,08% 5,08% 5,08% 5,08%

Variación Promedio Anual 8,89% -6,31% 5,41% 4,52% 5,08% 5,08% 5,08%

Notas:





Tipo de cambio ( coló-dólar)



Mes / Año

20152012 201320102009 2011 2014

Enero 211,14 216,69 219,60 222,32 228,39 234,62 241,03

Febrero 212,19 216,74 219,80 222,82 228,90 235,15 241,57

Marzo 212,71 217,63 220,01 223,32 229,41 235,68 242,11

Abril 213,24 218,01 220,21 223,82 229,93 236,21 242,65

Mayo 213,86 218,21 220,41 224,32 230,44 236,74 243,20

Junio 215,69 217,97 220,61 224,83 230,96 237,27 243,75

julio 215,35 218,20 220,81 225,33 231,48 237,80 244,29

Agosto 215,83 218,44 221,01 225,84 232,00 238,34 244,84

Setiembre 215,97 218,68 221,21 226,34 232,52 238,87 245,39

Octubre 216,18 218,92 221,41 226,85 233,05 239,41 245,94


Promedio Anual 214,54 218,17 220,71 225,08 231,23 237,54 244,03


Variación Promedio Anual -0,36% 1,69% 1,16% 1,98% 2,73% 2,73% 2,73%

Notas:





2010 2014

Mes / Año

20152012

PERÍODO 2009-2015 (Real a Junio 2010)DATOS REALES Y PROYECCIONES DE INFLACIÓN Y TIPO DE CAMBIO

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD

20132009 2011

Inflación externa (IPC - USA)

Tabla No. 3.5

Los escalonamientos del periodo 2011-2015 tienen como base de proyección el año 2010. La base 2010 fue calculada escalonando los índices promedios del período julio 2009 - junio 2010 a junio del 2010.

3.3.1 Criterios de aplicación de los escalonamientos

Como se anotó en el punto anterior, la metodología empleada por el ICE-Sector Electricidad comprende: 1) el incremento en los niveles medios de precios de los gastos realizados dentro del territorio nacional, este incremento se mide a través del índice de precios al consumidor calculado por el INEC y proyectado en el mediano plazo (dos años) por el Banco Central de Costa Rica y en el largo plazo por el ICE, 2) los cambios en los niveles medios de precios externos medido por el índice de

21

Tipo de cambio promedio. 562,345 541,62 570,94 596,77 627,09 658,95 692,44Tipo de cambio final. 540,240 559,32 580,90 610,41 641,43 674,02 708,27IPC-CR promedio de julio 09 a junio 10 136,31IPC-CR a junio 2010 139,83Ïndice promedio del IPC-CR 140,27 147,18 156,89 169,37 182,83 197,37Variación promedio del IPC-CR 5,87% 4,92% 6,60% 7,95% 7,95% 7,95%Variación final del IPC-CR (Dic-Dic) 6,00% 5,00% 7,95% 7,95% 7,95% 7,95%IPC-USA promedio de julio 09 a junio 10 216,74IPC-USA a junio 2010 217,97Ïndice promedio del IPC-USA 218,17 220,71 225,08 231,23 237,54 244,03Variación promedio del IPC-USA 1,69% 1,16% 1,98% 2,73% 2,73% 2,73%Variación final del IPC-USA (Dic-Dic) 1,60% 1,10% 2,73% 2,73% 2,73% 2,73%Variación de tipo de cambio promedio acumulado -6,31% 5,41% 4,52% 5,08% 5,08% 5,08%

Gasto localFactor de escalamiento acumulado

Inflación local promedio

Gasto externo

1,0082 1,0326 1,1007 1,1883 1,2827 1,3847

Cálculo

Inflación externa

1,0057 1,0116 1,0317 1,0598 1,0888 1,1185

Cálculo

Elaborado por el Proceso Proyecciones Financieras. Subgerencia Finanzas

156.89 / 140.27

231,23 / 218,17

2013

Factor de escalamiento acumulado ajustado.

(541,62/540,24) *

(217.97/216,74)

(627,09/559,32) * (231,23 /

218,17)Se emplea la inflación externa promedio y la variación del tipo de cambio promedio

2012Julio 2009 a Junio 2010

2010

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDADCALCULO DE ÍNDICES DE ESCALONAMIENTO

Real julio 2009 - junio 2010

Factor de escalamiento acumulado ajustado.

Se emplea la inflación externa promedio de los EE.UU.

217,97/216,74

147.18 / 140.27

(570,94/559,32) *

(220.71/218.17)

140.27/136.31

2014 2015

1,0492 1,1185 1,2074 1,3034 1,4070

ESCALAMIENTO APLICABLE A COLONES

2011

1,0291

(596,77/559,32) *

(225,08/218,17)

220,71 / 218,17 225,08 /218,17

182,83 / 140,27

197,37 / 140,27

(658,95/559,32) * (237,54 /

218,17)

(692,44/559,32) * (244,03 /

218,17)

237,54 / 218,17 244,03 / 218,17

169,37 / 140,27

precios al consumidor de los EE.UU. y por la variación del tipo de cambio promedio del colón con respecto al dólar de ese país.

La metodología empleada en los gastos externos considera que la Institución tiene colones pero debe comprar los bienes y servicios en el exterior, los cuales se verán afectados por la inflación externa; asimismo, debe comprar divisas (dólares) para poder adquirir los bienes y servicios por lo que la compra de esta moneda se afectará por la variación del tipo de cambio al momento de realizarla, pero como se puede realizar en el transcurso del año, se considera el tipo de cambio promedio. Para efectos de proyección se emplean los gastos promedio acumulados a diciembre de un año dado, estos gastos tienen implícito la variación del tipo de cambio de junio 2010, por lo tanto para proyectar el 2010 se emplea el tipo de cambio promedio de ese año entre el tipo de cambio de junio 2010 con el fin de no duplicar el efecto.

La política de proyección ha sido emplear las inflaciones promedios y el tipo de cambio promedio para realizar este ajuste; para tales efectos, se considera el tipo de cambio promedio del año en que se requiera hacer la conversión. En la tabla Nº 3 se presenta, a manera de ejemplo, los índices de escalonamiento empleados por el ICE-Sector Electricidad y los respectivos cálculos de escalonamiento para el año base 2010.

Tabla No. 3.6

Como se aprecia en la metodología empleada por el ICE-Sector Electricidad, tanto en colones como en dólares los resultados obtenidos son idénticos, lo que indica que el procedimiento seguido es correcto, ya que el objetivo es tener los colones necesarios para poder hacer los gastos respectivos en el exterior reconociendo el incremento de precios y la variación de tipo de cambio.

3.3.2 Metodología de cálculo de los escalonamientos de gastos de operación y mantenimiento para cada uno de los sistemas del ICE-Sector Electricidad

La metodología de cálculo de índices de escalonamiento señalada en el punto 1, se emplea en las proyecciones de los costos de operación y mantenimiento y son ponderados de acuerdo con el componente local y externo de cada uno de los Sistemas de Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público.

22

1 2 3 (1 / 2) 4 5 (3*4) 6 7 (5*6)

1 2 3 4 (2*3) 5 (1*4) 6 7 (5 / 6)

Dólares a junio 2010Inflación promedio de EE.UU de

junio 2010 con respecto al período julio 09 - junio 10

Tipo de cambio promedio 2010

Dólares a junio del 2010

Ajuste por índice de inflación de los EE.UU. y el tipo de cambio a junio

2010

A continuación se realiza el mismo procedimiento pero haciendo la operación en colones

Gasto acumulado en millones colones de

julio 2009 a junio 2010

Variación promedio del tipo de cambio de 2010 con respecto a

tipo de cambio a junio 2010

Inflación promedio de EE.UU de junio 2010

con respecto al período julio 09 - junio 10

Colones ajustados por índice de inflación y tipo

de cambio

1,00255 1,00801 * 1,00826 = 1,016337 ¢160.440,18 ¢541,62

Metodología empleada en el cálculo de factores de escalonamiento por el ICE-Sector Electricidad

Dólares a junio de 2010Tipo de cambio promedio 2010

Colones a junio del 2010

Gasto acumulado en millones colones de

julio 2009 a junio 2010

Tipo de cambio a junio 2010

$296,22

¢159.130 ¢540,24 $294,55 1,00566 $296,22 ¢541,62 ¢160.440,18

¢159.130 1,00566

Generación 90% 10% 100%Hidro 94% 6% 100%

Térmico 82% 18% 100%Geotérmico 90% 10% 100%

Eólico 73% 27% 100%Comercialización 94% 6% 100%

RESUMEN GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTOY COMERCIALIZACION DE TODOS LOS SISTEMAS

PERIODO 2006-2009(en millones de colones)

SistemaSeparación del componente

Local Externo Total

La justificación técnica de los componentes local y externo de los costos de operación y mantenimiento se detalla en el documento “Determinación del Componente del Costo Local y Externo de la Operación, Mantenimiento y Comercialización de los Sistemas de: Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público” elaborado por el Proceso Proyecciones financieras de la

Subgerencia de finanzas en julio 2010 y presentado ante la ARESEP según Oficio No. 0078-0785-2010 del 30 de julio del 2010.

A continuación se presentan los resultados de la metodología señalada para cada uno de los sistemas, así como los factores de escalonamiento aplicados a cada una de las partidas de costo y gasto.

a. Sistema de Generación

En el documento: “Determinación del Componente del Costo Local y Externo de la Operación, Mantenimiento y Comercialización de los Sistemas de: Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público” elaborado por el Proceso Proyecciones Financieras de la Subgerencia de Finanzas en julio 2010, se detalla la metodología empleada para separar el componente local y externo de los costos de operación y mantenimiento del Sistema de Generación y para cada una de las fuentes de energía, los resultados se presentan en la siguiente tabla:

Tabla No. 3.7

Como se mencionó en párrafos anteriores, el escalonamiento se aplica de dos formas; la primera para un período histórico, la cual consiste en aplicar el factor a un valor que muestra los precios corrientes de un año dado para llevarlos a precios constantes de un año base.

La segunda forma de aplicar los escalonamientos se efectúa para un período proyectado y consiste en aplicar el factor de escalonamiento a precios de un año base para llevarlo a precios corrientes de un año dado, en este caso se elaboraron los escalonamientos para llevar precios del 2010 a precios de cada uno de los años contenidos en el período 2011 - 2015.

A manera de ejemplo se presenta el segundo procedimiento, el cual consiste en escalonar los costos de operación y mantenimiento a precios corrientes de cada

23

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Sistema de Generación: 1,02699 1,04754 1,11670 1,20548 1,30132 1,40477

Por tipo de fuente: Hidro 1,02782 1,04820 1,11741 1,20625 1,30214 1,40566 Térmico 1,02532 1,04622 1,11528 1,20395 1,29966 1,40299 Eólico 1,02344 1,04473 1,11369 1,20223 1,29780 1,40098 Geotérmico 1,02699 1,04754 1,11670 1,20548 1,30132 1,40477 Comercialización 1,02782 1,04820 1,11741 1,20625 1,30214 1,40566

SISTEMA DE GENERACIÓNIndices para escalonar los costos y gastos de operación y mantenimiento

Real Julio 2009 - Junio 2010

DetallePara escalonar a precios de cada año

año. En la siguiente tabla se muestran los factores empleados para el Sistema de Generación, según el tipo de fuente.

Tabla No. 3.8

En la presente proyección se emplea como año base el 2010, el cual es el resultado de escalonar las cifras reales del período julio 2009 - junio 2010 a precios de junio del 2010 y los índices de los años 2011 - 2015 se aplican a la base 2010.

b. Cálculo de los escalonamientos de los costos y gastos: Gestión Productiva, Gastos Administrativos, Estudios Preliminares, Estudios de Pre inversión, Centros de Servicio, Canon de Regulación y Gastos Complementarios de Operación del ICE-Sector Electricidad

Los costos de la Gestión Productiva (cuenta 930), Centros de Servicio (cuenta 931) y Canon de Regulación, así como los gastos Administrativos (cuenta 940), Estudios Preliminares (cuenta 950), Estudios de Pre inversión (cuenta 952) y Gastos Complementarios de Operación (cuenta 953) tienen la particularidad de que son gastos totalmente locales; es decir, el gasto se realiza en un 100% en moneda local por lo que se ven afectados exclusivamente por la inflación del país de origen. En este caso se afectan únicamente por la inflación de Costa Rica medida por el índice de precios al consumidor. A continuación se muestran los resultados de aplicar la metodología de gasto local descrita en el apartado 1.

24

Enero 130,44 137,41 143,91 151,45 163,49 176,49 190,52

Febrero 131,02 138,35 144,49 152,42 164,54 177,62 191,74

Marzo 131,04 138,69 145,08 153,39 165,59 178,75 192,96

Abril 131,47 138,77 145,67 154,38 166,65 179,90 194,20

Mayo 131,30 139,49 146,27 155,36 167,71 181,05 195,44

Junio 131,53 139,83 146,86 156,36 168,79 182,21 196,69

julio 132,73 140,27 147,46 157,36 169,87 183,37 197,95

Agosto 133,60 140,88 148,06 158,36 170,95 184,54 199,21

Setiembre 133,75 141,48 148,66 159,38 172,05 185,72 200,49

Octubre 134,06 142,09 149,27 160,39 173,15 186,91 201,77


Promedio Anual 132,50 140,27 147,18 156,89 169,37 182,83 197,37


Variación Promedio Anual 7,84% 5,87% 4,92% 6,60% 7,95% 7,95% 7,95%

Notas:







Mes / Año

201520132009 2010 2011 2014

Inflación Interna (IPC-CR)

2012

Detalle

Factores de escalonamiento 1,029070 1,049197 1,118476 1,2074 1,3034 1,4070

Instituto Costarricense de ElectricidadINDICES PARA ESCALAR GASTO 100% LOCAL

(Administrativos, centros de servicio, gestión productiva, gastos de preinversión, estudios preliminares)

Real julio 2009 - junio 2010

2010 2011 2012

Para escalonar a precios de cada año

2013 2014 2015

Tabla No. 3.9

Tabla No. 3.10

En la presente proyección se emplea como año base el 2010, el cual es el resultado de escalonar las cifras reales del período julio 2009 - junio 2010 a precios de junio del 2010 y los índices de los años 2011 - 2015 se aplican a la base 2010.

3.3 Tasa de rédito de desarrollo del Sistema de Generación del ICE-Sector Electricidad

La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en la Resolución No. RRG-5562-2006, inciso 10, punto III, indica lo siguiente:

“Justificar los porcentajes de rédito de desarrollo que finalmente llegue a utilizar para el cálculo de las tarifas en cada uno de sus Sistemas”

En cumplimiento de lo anterior, y para efectos de esta solicitud de ajuste ordinario de tarifas, se presenta el cálculo del rédito para el desarrollo del Sistema de Generación, para lo cual se emplearon las siguientes fórmulas:

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(1) rkp = r1 + (rm – rl) + rp (modelo CAPM)En donde:

rkp = Costo del capital propiorm = Rendimiento de una cartera diversificada de acciones y rl = Tasa libre de riesgorm - rl = Prima de riesgorp = Riesgo país = Correlación entre los rendimientos de mercado y los de una

inversión específica.

(2) rk = rd * (1-t) * D/A + r kp * P/A (modelo WACC)En donde:

rk = Costo de capital de la empresard = Costo del endeudamientorkp = Costo del capital propiot = Tasa impositivaD = Valor de la deudaP = Valor del capital propio (KP) o patrimonioA = Valor total de los activos (D + P).

Los valores y la fuente de información de cada variable del modelo es la siguiente:

La tasa libre de riesgo, Fue obtenida como el promedio de los promedios mensuales de los últimos 12 meses de la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América a 10 años plazo, con corte al 30 de setiembre del 2010 (3,36%). Se utilizó como fuente de información la siguiente dirección electrónica:

http://federalreserve.gov/releases/h15/data/Monthly/H15_TCMNOM_Y10.txt

La prima de riesgo (rm - rl) se obtuvo del informe técnico de la ARESEP del 18 de marzo del 2010, No 168-DEN-2010/40138, en el cual se cita: ”La prima de riesgo (rm –rl) se estimó de acuerdo con la información suministrada por el consultor Martín Rossi, con base en información del Spread S & P 500. Se trata de un promedio (aritmético) de aproximadamente de 4 décadas para el mercado de los Estados Unidos de América, cuyo resultado fue de 4,13%. “Ibbotson Associates" según Martín Rossi (1966-2006)”.

La tasa de riesgo país (rp) Se consideró la diferencia entre la tasa de un bono BDE20 soberano de Costa Rica (4.55% al 8 de octubre del 2010) y la tasa de un bono del tesoro de USA a 10 años (2.41% al 11/10/10). Por lo que se estableció en 2.14%

El valor de la beta () Se obtuvo del Informe técnico 168-DEN-2010/40138 del 18 de marzo del 2010

El valor del costo de la deuda (rd) fue suministrado por la División Planificación Financiera y se presenta el detalle en el Anexo No. 2 del

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http://federalreserve.gov/releases/h15/data/Monthly/H15_TCMNOM_Y10.txt

documento; “Tasa de rédito para el desarrollo ICE – Sector Electricidad y los Sistemas de Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público” de octubre 2010. El costo de la deuda se define de acuerdo con las obligaciones con costo financiero y se emplea la tasa interna de retorno para actualizar los flujos de efectivo y así obtener su costo financiero, el valor del costo de la Deuda para el Sistema de Generación es de 5,99%.

La tasa impositiva (t) se supuso igual a cero (0), de acuerdo con lo establecido en el informe técnico de la ARESEP del 18 de marzo del 2010, No 168-DEN-2010/40138.

El valor de la deuda (D) se obtuvo de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre del 2009 y se consideran únicamente las obligaciones con un costo financiero para el ICE-Sector Electricidad y de cada uno de los Sistemas, ya que son las que se utilizan para financiar proyectos de inversión. El cual asciende a ¢ 511 669 millones.

El valor total de los activos fijos netos (A) Se considera únicamente el activo fijo neto asociado al valor de la deuda asociada para el financiamiento de proyectos de inversión, este monto es de ¢1 442 064 millones y se calcula con base en información de los Estados Financieros Auditados del ICE a diciembre del 2009. El valor del capital propio o patrimonio (P) para el Sistema de Generación se obtiene por la diferencia de la ecuación contable A = D + P, el cual asciende a ¢ 930 395 millones.

Con la información disponible y utilizando el modelo WACC y el CAPM para estimar el rédito para el desarrollo del Sistema de Generación, se obtiene una tasa de 6,53%. El costo del capital propio (modelo CAPM) es de 6,82%, mientras que el costo de la deuda es de 5,99%.

En general los resultados de este modelo para el Sistema de Generación se aprecian en la siguiente tabla:

Tabla No. 3.11

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ESTIMACIÓN PUNTUAL PARA SOLICITUD TARIFARIA 2011

Rkp = Rl + B (Rm – Rl) + RpICE

Donde:

7.49%3.36%4.13%2.14%

0.32

Rkp = 6.82%

Rk = Rd (1-t) [D/ V] + Rkp [ KP/ V]ICE

Donde:???

5.99%6.82%

¢ millones

511,669 930,395

1,442,064 0.0%

Rk = 6.53%

Rkp = Costo del capital propioRm = Tasa de mercadoRl = Tasa libre de riesgo.Rm - Rl = Prima de riesgo Rp = Riesgo país

KP = Valor del capital propio ( V-D )V = Valor total de los activos t = Tasa impositiva

Rk = Costo de capital de la empresaRd = Costo del endeudamiento (total GF)Rkp = Costo del capital propio

D = Valor de la deuda

ICE - SECTOR ELECTRICIDADMODELO PARA EL REDITO DE DESARROLLO

SISTEMA DE GENERACION

B = Beta (reapalancado)

Las justificaciones teóricas y prácticas de la metodología para su cálculo, se muestran en detalle en el documento “Tasa de rédito para el desarrollo ICE – Sector Electricidad y los Sistemas de Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público” de octubre 2010, elaborado por el Proceso Proyecciones Financieras de la Gerencia de Finanzas y enviado a la ARESEP mediante nota No. 0078-1244-2010 del 21 -10-2010

3.4 Proyecciones de estados financieros

A continuación se detalla la metodología utilizada para la elaboración de los estados contables y demás proyecciones financieras, específicamente los insumos y criterios de proyección para cada una de las cuentas mostradas en el Estado de Ingresos y Gastos, así como para el Balance de Situación.

Para la proyección de estados financieros, en las partidas que utilizan una base contable histórica se obtuvo la información de gasto del período anual comprendido de julio 2009 a junio 2010. Los estados financieros certificados por la auditoría externa con corte al 30 de junio del 2010, se incorporan en el Anexo No. 17 de la presente solicitud de ajuste de tarifas. Asimismo, para la información mostrada del 2009, se utilizó como base los estados financieros auditados del ICE Sector Electricidad por sistemas a diciembre de dicho año.

Se eliminaron tanto de los estados financieros históricos mencionados, como de las proyecciones financieras, todos los rubros ajenos al costo del servicio, así como cualquier donación realizada por la Institución, según indica la metodología tarifaria del Ente Regulador.

Debe mencionarse también que, según especificaciones de la ARESEP, la nomenclatura de cuentas de las proyecciones financieras es concordante con la presentada en los Estados Financieros del ICE Electricidad por Sistemas a Diciembre del 2009.

Respecto al análisis de variaciones de las cuentas de costos y gastos, dicha información se integra e incorpora en el documento de requerimientos del Sistema de Generación remitido en forma adjunta a la solicitud tarifaria.

3.4.1 Estado de Ingresos y Gastos

a. Ingresos de operación

Ingresos por ventas de energía

Los ingresos por ventas de energía son tomados del documento adjunto a la Solicitud tarifaria denominado “Ingresos por ventas de energía 2010 – 2015”, en donde se muestra el detalle del cálculo de los ingresos por ventas, tanto a tarifas actuales como con tarifas propuestas.

Ingresos por exportación

De acuerdo con la estimaciones realizadas por el Centro Nacional de Control de Energía incorporadas en el Anexo No. 2, únicamente en el 2010 se visualiza la

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posibilidad de exportar excedentes de energía por un monto de 5 502 MWh, equivalentes a un ingreso final para el Sistema de Generación de ¢362,9 millones. Dicho cálculo se muestra en la siguiente tabla.

Tabla No. 3.12 Ingresos por exportación de energía a Tarifas actuales

AñoEnergía Precio Miles

de $

Tipo cambio Total en Peaje de Ingreso

FinalMWh $/MWhPromedio

millones de ₡

₡/kWh

Millones de ₡

2010 5 502.00 135.99 748.20 541.62 405.24 7.70 42.37 362.87 Fuente: UEN CENCE, Proceso Comercialización Mayorista

Ingresos por Cargos Variables de Transmisión (CVT)

Cada vez que se realiza una exportación de un país a otro atravesando el sistema nacional, los contratantes deben pagar por este porteo un peaje por el uso del sistema de transmisión nacional y un cargo variable de transmisión. El peaje que se paga por el uso de la red es un ingreso del Sistema de Transmisión, mientras que los “Ingresos por Cargos Variables de Transmisión” (CVT) ingresan al Sistema de Generación y corresponden al pago por compensación de las pérdidas de transmisión en que incurrió el país y que son repuestas por el Sistema de Generación.

En el Anexo No. 2 se indica la estimación de estos ingresos y en la tabla siguiente se muestran los ingresos esperados por CVT para el Sistema de Generación.

Tabla No. 3.13 Ingresos por Servicios de Transmisión o Porteo

Año Miles de $Tipo Cambio

PromedioMillones de

₡

2010 134.93 541.62 73.08Fuente: UEN CENCE, Proceso Comercialización Mayorista

Para la estimación de los ingresos proyectados por este concepto se utilizó la información incorporada en detalle en el Anexo No. 2, el cual contiene los criterios de proyección aplicados por el Proceso Comercialización Mayorista de la UEN CENCE en la estimación respectiva.

b. Costos y gastos de operación

Operación, mantenimiento y comercialización

El detalle de los criterios metodológicos establecidos por cada una de las áreas que realizan gastos en la cuenta de costos de operación, mantenimiento y comercialización del Sistema de Generación se encuentra en el Anexo No. 3.

29

En términos generales, la cuenta de operación, mantenimiento y comercialización para efectos de su proyección como partida del Estado de Ingresos y Gastos, está constituida por tres componentes:

- La operación y el mantenimiento de las plantas del Sistema Eléctrico ICE, actividad desarrollada por la UEN de Producción de Energía (UEN PE).

- Los costos de operación y mantenimiento del campo geotérmico de Miravalles, lo cual es responsabilidad de la UEN de Proyectos y Servicios Asociados (UEN PySA).

- El gasto de comercialización lo cual es realizado por la UEN Centro Nacional de Control de Energía (UEN CENCE), y específicamente por el Área de Gestión de Contratos y el Proceso de Comercialización Mayorista.

Es oportuno retomar que para la base de proyección del componente recurrente en la partida de operación, mantenimiento y comercialización, es indispensable utilizar una base real no menor a un año. Lo anterior por cuanto el comportamiento de los rubros que componen dicha cuenta es variable entre los diferentes meses del año, de acuerdo con la actividad de las plantas de generación.

Por ejemplo, las labores de mantenimiento de plantas de generación se realizan en la estación lluviosa, cuando se dispone de reservas en los embalses que permiten retirarlas de servicio. Todo esto hace que se requiera de un período anual completo para tener una base representativa para proyectar el gasto.

Dado que los costos de operación y mantenimiento proyectados en el anexo indicado consideran el efecto de la aplicación de los centros de servicio (DABI, GEDI, Logística y Tecnologías de Información) y con el fin de no duplicar la aplicación de estos centros de servicio en la proyección de los costos de operación y mantenimiento, se rebajan las porciones de estos centros de servicio que corresponden a seguros, partidas amortizables y depreciación de otros activos en operación con los escalonamientos de precios incluidos, tal como se presentan las cifras en la siguiente tabla. Al final de este capitulo se incorpora la tabla que resume las cuentas a las cuales se les elimina el efecto de los centros de servicio.

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Tabla No. 3.14Eliminación del efecto de los centros de servicio por concepto de Seguros, Partidas

Amortizables y Depreciación de otros activos en operación.Millones de colones

Detalle 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Sistema de Generación

Operación, Mantenimiento y Comercialización de Generación (1)

34 465,07 41 715,34 45 114,71 43 760,10 42 566,24 45 759,74

Menos:Utilización centros de servicio (Seguros,partidas amortizables y depreciaciónotros activos )(2)

776,41 813,32 867,02 935,95 1 010,36 1 090,68

Total operación, mantenimiento ycomercialización

33 688,66 40 902,02 44 247,69 42 824,15 41 555,88 44 669,06

Fuente:(1) Proyección gastos de operación, mantenimiento y comercialización UEN Producción.(2) Datos escalados base contable de proyección julio 2009-junio 2010 cuenta 931, rubros: seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos en operación.

Estudios Preliminares

El detalle de la metodología y el cálculo de la proyección de gastos por “Estudios preliminares” para el período 2010 – 2015 se presentan en el Anexo No. 4.

Dado que los costos de estudios preliminares en el anexo indicado consideran el efecto de la aplicación de los centros de servicio (DABI, GEDI, Logística y Tecnologías de Información) y con el fin de no duplicar la aplicación de estos centros de servicio en la proyección de estudios preliminares, se rebajan las porciones de estos centros de servicio que corresponden a seguros, partidas amortizables y depreciación de otros activos en operación con los escalonamientos de precios incluidos, tal como se presentan las cifras en la siguiente tabla.



Fuente:(1) Proyección gastos estudios preliminares.(2) Datos escalados base contable de proyección julio 2009-junio 2010 cuenta 931, rubros: seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos en operación.

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Gastos estudios preliminares (1) 5 005,74 5 252,02 5 598,82 6 043,88 6 524,38 7 043,08Menos:Utilización centros de servicio (Seguros,partidas amortizables y depreciaciónotros activos ) (2)

381,26 400,01 426,43 460,33 496,92 536,43

Total Estudios preliminares 4 624,48 4 852,01 5 172,40 5 583,55 6 027,46 6 506,65

Estudios de Pre inversión

Los criterios técnicos para la creación de la cuenta de “Estudios de Pre inversión” así como el detalle de la metodología y el cálculo de la proyección de las cifras para el período 2010 – 2015 se presenta en el Anexo No. 5.

Combustibles y lubricantes

La presente solicitud tarifaria incluye combustibles y lubricantes para generación térmica. Las estimaciones y la metodología de proyección para el periodo 2010 -2015 se presenta en detalle en el Anexo No 1.

Compras a generadores privados

El procedimiento seguido para estimar las compras de energía a generadores privados y el detalle de su cálculo, se presentan en el Anexo No. 2.

Importaciones

Las importaciones esperadas son para sustituir generación térmica cuando el precio de la energía en algún país de la región es inferior al costo de producción y existe disponibilidad de capacidad de generación y de transporte. Cada unidad de energía efectivamente importada reduce una unidad que se habría generado en plantas térmicas locales. La diferencia entre el precio de compra, incluyendo los costos de importación, y el costo de producción térmico, es la ventaja económica que justifica la transacción.

Para efecto de la previsión financiera del 2011 y el 2015, se anotará el gasto de importaciones con un monto igual a cero. Como la proyección de las cantidades y de los montos de importación es todavía menos precisa que la proyección de la posible generación térmica, se ha optado por no incluir gastos de importación en las proyecciones de los estados de ingresos y gastos, y registrar el 100% de los gastos de generación térmica, que presupone un balance energético sin importaciones. Para el 2010 se incluye el dato real contable a julio.

Absorción de partidas amortizables e intangibles

La absorción de partidas amortizables en el caso del Sistema de Generación incluye dos componentes, lo correspondiente a Software y licencias de uso y además, los gastos no contractuales relacionados con la administración y supervisión de contratos de proyectos de generación desarrollados bajo esquemas de financiamiento no tradicionales. Ver Anexo No 7.

- Gastos asociados con proyectos de generación

Por su parte los gastos de pre inversión, administración y supervisión de proyectos y que no están directamente incorporados en los contratos respectivos, representan pagos indispensables para el aseguramiento de las condiciones de calidad de las obras previstas en el desarrollo de proyectos de generación, en los cuales existe la obligación por parte del Instituto de asegurar

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que se cumpla con las condiciones técnicas establecidas en los contratos y diseños de los mismos.

Un detalle de cálculo y los aspectos que justifican los montos por concepto de absorción de partidas amortizables, relacionados con los proyectos de generación, se muestra en el Anexo No. 7.

Canon Regulación Eléctrica

El porcentaje de gasto para cada Sistema se sustenta en la Nota Técnica enviada por la Dirección de Energía a la Dirección Administrativa Financiera, ambas de la ARESEP, según oficio No. 166-DEN-2000, del 16 de marzo del 2000, documento que dio origen al oficio No. 280-DAF-2000, del 7 de abril del 2000; en el mismo se detalla la distribución entre los Sistemas operados por el ICE, en un 27% Generación, 18% Transmisión, 46% Distribución y 9% Alumbrado Público.

Para el 2010 se tomó el comunicado de la ARESEP publicados en La Gaceta No. 175 del 8 de setiembre del 2009 (página 47- 48), que indica los montos que la Contraloría General de la República autorizó a la ARESEP a cobrarle al ICE por este concepto. Según oficio FOE-ED-0531 de la División y Fiscalización Operativa y Evaluativa de la Contraloría General de la República, el canon aprobado para el 2010 incluye por primera vez un monto correspondiente a un programa de calidad, del cual según anexo No. 10 del Proyecto de Cánones, al ICE le corresponden ¢204 millones del Programa de Calidad en Distribución.

Para el periodo comprendido entre el 2011 2015 se incrementó el gasto del año anterior de acuerdo con el índice de inflación local estimado, según se muestran los datos a continuación.

Tabla No. 3.16 Canon de Regulación Eléctrica

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Sistemas % 2012 2013 2014 2015

Regulación Calidad (2) TOTAL Regulación Calidad (3) TOTAL Proyección Proyección Proyección Proyección

1 + Inflación local 1.0660 1.0795 1.0795 1.0795

Publicado en La Gaceta 592.6 204.0 796.6 770.3 163.9 934.2 995.9 1075.0 1160.5 1252.8

Generación 27% 160.0 160.0 208.0 208.0 221.7 239.3 258.4 278.9

Transmisión 18% 106.7 106.7 138.7 138.7 147.8 159.6 172.2 185.9

Distribución 46% 272.6 204.0 476.6 354.3 163.9 518.2 552.4 596.4 643.8 695.0

Alumbrado Público 9% 53.3 53.3 69.3 69.3 73.9 79.8 86.1 93.0

100%

Total 592.6 204.0 796.6 770.3 163.9 934.2 995.9 1075.0 1160.5 1252.8

(3) Gaceta No 187, página 27,28 y 29 del 27 setiembre 2010, ARESEP, Aprobación de canon a nivel de actividad de regulación.

Servicio de Regulación Eléctrica

Millones de Colones

2010(1) 2011(3)

(1) Gaceta No.175 pag 48 y Oficio FOE-ED-0531 (07810) (improbación de cánones de regulación)

(2) Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos -Proyecto de Cánones para el 2010 anexo 10 pag.119

Gastos Administrativos

El detalle de la metodología y el cálculo de la proyección de “Gastos Administrativos” se presentan en el Anexo No. 8.

Dado que los gastos administrativos proyectados en el anexo indicado consideran el efecto de la aplicación de los centros de servicio (DABI, GEDI, Logística y Tecnologías de Información) y con el fin de no duplicar la aplicación de estos centros de servicio en la proyección de los gastos administrativos, se rebajan las porciones de estos centros de servicio que corresponden a seguros, partidas amortizables y depreciación de otros activos en operación con los escalonamientos de precios incluidos, tal como se presentan las cifras en la siguiente tabla.




Gastos administrativos (1) 9 774,75 10 255,63 10 932,82 11 801,98 12 740,24 13 753,08Menos:Utilización centros de servicio (Seguros,partidas amortizables y depreciaciónotros activos ) (2)

103,39 108,48 115,64 124,84 134,76 145,48

Total Gestión Productiva 9 671,35 10 147,15 10 817,17 11 677,14 12 605,47 13 607,61Fuente:(1) Proyección gastos administrativos.(2) Datos escalados base contable de proyección julio 2009-junio 2010 cuenta 931, rubros: seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos en operación.

Gastos de Gestión Productiva

El detalle de la metodología y el cálculo de la proyección de “Costos de Gestión Productiva” se presentan en el Anexo No. 9.

Dado que los costos de gestión productiva proyectados en el cuadro indicado consideran el efecto de la aplicación de los centros de servicio (DABI, GEDI, Logística y Tecnologías de Información) y con el fin de no duplicar la aplicación de estos centros de servicio en la proyección de los costos de gestión productiva, se rebajan las porciones de estos centros de servicio que corresponden a seguros, partidas amortizables y depreciación de otros activos en operación con los escalonamientos de precios incluidos, tal como se presentan las cifras en la siguiente tabla.

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Fuente:(1) Proyección gastos de Gestión productiva.(2) Datos escalados base contable de proyección julio 2009-junio 2010 cuenta 931, rubros: seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos en operación.

Seguros Instalaciones

La metodología de proyección del gasto por seguros, se presenta con detalle en el Anexo No. 10. En éste se incluye además de las memorias de cálculo, la justificación respectiva.

A las cifras totales del Sistema de Generación presentadas en el anexo antes mencionado, se les realiza el ajuste descrito a continuación. En atención con lo solicitado por ARESEP, se incluye la metodología de proyección, políticas contables y justificación técnica de las cifras del gasto por seguros de instalaciones elaboradas por el Proceso Financiamiento del Riesgo para el período 2010-2015 y cuyo detalle se presenta en el Anexo No.10. Un resumen de estos gastos por Sistemas se presenta en la siguiente tabla.

Tabla No. 3.19Proyección de gastos por Seguros (Prima) por Sistema según principio contable de

devengo, período 2010-2015Millones de colones

Fuente: Proceso Financiamiento de Riesgo, Gerencia de Finanzas.

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Gestión productiva (1) 6 160,51 6 463,59 6 890,38 7 438,17 8 029,50 8 667,85Menos:Utilización centros de servicio (Seguros,partidas amortizables y depreciaciónotros activos ) (2)

53,51 56,14 59,85 64,61 69,75 75,29

Total Gestión Productiva 6 107,00 6 407,44 6 830,53 7 373,56 7 959,76 8 592,56

AÑOS GENERACION TRANSMISION DISTRIBUCIONALUMBRADO

PUBLICOTOTALES

2010 4 891,20 392,90 75,70 12,10 5 371,802011 5 022,70 346,10 66,30 10,60 5 445,702012 5 777,20 354,80 66,90 10,70 6 209,602013 6 500,90 398,70 72,80 11,60 6 983,902014 6 981,10 433,10 78,10 12,40 7 504,702015 7 437,60 461,40 83,20 13,30 7 995,50

Canon de Aguas

Los aspectos relacionados con la fijación, metodología y cálculo de la partida “Canon de Aguas y costos ambientales” se presentan en el Anexo No. 11.

Depreciación del activo fijo en operación

El gasto por depreciación reflejado en el Estado de Resultados, corresponde a la suma de las depreciaciones anuales del activo fijo en operación al costo histórico y al costo revaluado. Las cifras de depreciación se muestran en Anexo No. 12, el que también describe la metodología de cálculo de la depreciación.

Depreciación de otros activos en operación

Se refleja como gasto en el Estado de Ingresos y Gastos, la depreciación anual al costo histórico y revaluado que se muestra en el Cuadro No. 8 “Resumen de Otros Activos en Operación destinados a Operación”, del Anexo No. 12, el que también describe la metodología de cálculo de la depreciación.

Estos gastos corresponden a la depreciación anual, tanto al costo histórico como al costo revaluado, de los otros activos en operación destinados a las actividades operativas del Sistema

El crecimiento de este rubro es ocasionado por el incremento en el valor del activo, tanto por el efecto de la revaluación anual como por la adición de nuevos activos. Sobre lo último, debe indicarse que se presenta un aumento importante del gasto, ocasionado principalmente por la fuerte inversión en equipo de construcción y en menor grado de equipo de transporte, equipo y programas de cómputo y maquinaria y equipo diverso. Estos activos tienen tasas de depreciación de alrededor del 20% anual y aún mayores, por lo que aumentan el nivel de gasto de depreciación. A esto debe agregarse el efecto del crecimiento, aunque menor, de otros tipos de activos.

Alquileres operativos de instalaciones

Como parte de la estrategia desarrollada por el Instituto Costarricense de Electricidad para atender el crecimiento de la demanda eléctrica, se ha recurrido a la utilización de arrendamientos de plantas de generación para garantizar la potencia requerida por el Sistema. Dentro de este contexto se encuentran en la actualidad la PH Peñas Blancas y la PH Cariblanco, desarrolladas mediante un esquema de fideicomiso suscrito con el Banco Nacional de Costa Rica, que incorpora un contrato de arrendamiento de la planta por parte del ICE. Además, a partir del 2008 se contrataron mediante arrendamiento temporal, las Plantas Térmicas Portátiles ubicadas en los planteles de San Antonio y Barranca, como parte del Plan de Contingencia para satisfacer la demanda de electricidad. De acuerdo con el contrato suscrito, en junio del 2010 inició el pago del arrendamiento de la PT Garabito, como parte del fideicomiso firmado por el ICE y el Banco de Costa Rica para el desarrollo de esta planta.

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Como se indica en la descripción detallada para cada arrendamiento, dependiendo del contrato así será la periodicidad de pagos, mismos que pueden atrasarse debido al análisis técnico de la condición de operación de las unidades arrendadas y demoras en la presentación de las facturas por parte del arrendador.Un resumen anual de los pagos por arrendamiento proyectados se presenta en el cuadro No. 3.1 y un resumen mensual se muestra en los cuadros Nos. 3.2 al 3.6. En el anexo 13 se muestran las facturas canceladas durante el segundo semestre del 2009 y el primer semestre del 2010, así como copias de los diferentes contratos de arrendamiento.

Planta Hidroeléctrica Peñas Blancas

El contrato de arrendamiento para el desarrollo del PH Peñas Blancas fue firmado el 16 de agosto del 2000, entre el Fideicomiso de Titularización y Desarrollo de Infraestructura Eléctrica y el ICE, en el cual se incluye como parte de la cláusula segunda el “Precio del Arrendamiento”. En ésta se definen los montos de las cuotas de arrendamiento que se detallarán posteriormente. Asimismo, el contrato de fideicomiso para la administración de fondos se firmó el 12 de enero del 2000.

Las cuotas de alquiler definidas para el período de arrendamiento fueron proyectadas con base en las necesidades de efectivo del fideicomiso. El detalle de los pagos proyectados se presenta en el cuadro No. 3.8, mientras que en el anexo No. 13 se muestran copias tanto de las facturas canceladas en el 2009 y 2010, como del contrato de arrendamiento. Estas cuotas son decrecientes en U.S. dólares, iniciando a partir del mes de setiembre del 2002 y finalizando en julio del 2015, para un total de 155 cuotas mensuales que se detallan a continuación. Lo anterior se define en la cláusula cuarta “Plazo del Arrendamiento”.

Montos de las cuotas:

Primeros 36 meses US$ 875 000Siguientes 36 meses US$ 825 000Siguientes 48 meses US$ 775 000Siguientes 35 meses US$ 725 000

No obstante lo anterior, a partir del mes de junio del 2005 se procedió a rebajar el monto del arrendamiento debido a que se estaban presentando excedentes de flujo de efectivo. La estimación de la cuota de arrendamiento, realizada al inicio de la operación de la planta, en el año 2002, superó las necesidades reales de recursos que el Fideicomiso requiere para atender sus obligaciones, y en particular la atención puntual del pago de principal e intereses a los inversionistas. Esta diferencia se origina básicamente del hecho de que la estimación inicial de emisión de bonos alcanzaba un total de US$ 70 millones y la colocación final de bonos fue de US$ 66,3 millones.

Las cuotas quedaron ajustadas de la siguiente forma:

Junio a septiembre 2005 US$ 790 000

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Siguientes 36 meses US$ 770 000Siguientes 48 meses US$ 745 000Siguientes 34 meses US$ 692 923

Contractualmente se dispone que los montos mensuales de alquiler serán ajustables (cláusulas tercera “Incremento del Precio del Arrendamiento”) en forma trimestral, tomando como base la tasa Libor a seis meses plazo, con una referencia mínima de 6,50%. Dado que las tasas de interés se encuentran en niveles inferiores a dicha tasa de referencia, en la proyección de las cuotas de arrendamiento no se consideran incrementos por este concepto.

Planta Hidroeléctrica Cariblanco

El contrato de fideicomiso para la administración de fondos para el desarrollo de la P. H. Cariblanco, se firmó el 3 de julio del 2003 y el contrato de arrendamiento el 26 de agosto de ese mismo año. Este último establece que a partir del 01 de octubre del 2007 el ICE debe iniciar los pagos por concepto de arrendamiento de dicha planta.

Las cuotas de alquiler definidas para el período de arrendamiento, fueron estimadas de acuerdo con las necesidades proyectadas de efectivo del fideicomiso. Estas cuotas son constantes en U.S. dólares, iniciando a partir del mes de octubre del 2007 y finalizando en diciembre del 2019, para un total de 147 cuotas mensuales de US$ 2 070 000 cada una. El detalle de los pagos se presenta en el cuadro No. 3.9 y copias de las facturas canceladas en el 2009 y 2010 en el Anexo No. 13. En este mismo anexo se adjunta una copia del contrato de arrendamiento.

Al finalizar el plazo, el ICE podrá ejercer la opción de compra al arrendante sobre la Planta Hidroeléctrica Cariblanco que ha sido objeto del contrato.

Planta Térmica Portátil Barranca (90 MW)

Como parte del Plan de Contingencia del Sector Electricidad, creado para satisfacer la demanda de los próximos años, se estableció la necesidad de alquilar plantas portátiles modulares de rápida instalación, que el mercado ofrece para aplicaciones temporales. Este es el elemento de mayor flexibilidad de este Plan de Contingencia del Sector Electricidad. Para cumplir lo anterior se tramitó la Licitación Pública 2006LI-000060-PROV para el alquiler de un bloque de generación térmica de 60 MW. La empresa adjudicada es Alsthom Power Rentals (APR Energy LLC).

Estas unidades fueron instaladas en Barranca y se contrató el 50% de incremento en la potencia producto de esta licitación, llegando a obtener una potencia neta de 90 MW en sitio. En febrero del 2008 estuvo disponible el primer bloque de 45 MW de potencia y en marzo los restantes 45 MW.

El contrato entre el ICE y la empresa mencionada, copia del cual se adjunta en el Anexo No. 13, se firmó el 04 de setiembre del 2007 y se extiende hasta el 30 de junio del 2009. No obstante, debido a que las plantas térmicas portátiles son indispensables para el Sistema, mientras no se disponga de la PT Garabito, se firmó

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una ampliación del contrato hasta junio del 2011, copia del cual se presenta en el mismo anexo citado.

Indica la cláusula decimosétima del contrato:

“El pliego cartelario de la Licitación Pública No. 2006LI-000060-PROV y la oferta adjudicada en firme son parte integral de este contrato.”

Con base en lo anterior y debido a que en el contrato original no se mencionan, los montos del pago de arrendamiento se toman de la oferta presentada por APR Energy LLC, los cuales se pueden constatar en la nota suscrita por la empresa de fecha 24 de mayo del 2007, copia de la cual se presenta en el Anexo No. 13.A continuación se detallan los costos ofertados hasta junio del 2011.

Tabla No. 3.20Oferta de costos de arrendamiento para el PT Barranca

Costo fijo 0,0284

Costo variable 0,0120

US$ por hora disponible por cada kW de potencia instaladaUS$ por cada kWh generado

El adjudicatario facturará el costo del arrendamiento desde dos componentes, el componente fijo asociado a la disponibilidad de la planta durante el mes facturado, el cual estará sujeto a ajustes por cambios en la disponibilidad de la planta y el componente variable cuyo monto dependerá de la energía entregada al Sistema Nacional Interconectado (SNI) cada mes y estará sujeto a ajustes por cambios en el consumo de combustible y confiabilidad de la planta. El período de facturación será de las 00:00 horas del día veinticinco del mes anterior hasta las 24:00 horas del día veinticuatro del mes vigente.

A partir de julio del 2009, los pagos se rigen por lo establecido en la renovación del contrato de arrendamiento, el cual indica en la cláusula sexta que el ICE cancelará un pago fijo por mes de US$1 865 880 y un pago variable de US$ 12 por cada MWh generado. Se contempla además el costo de desmovilización de la planta por US$ 700 000 en el último mes del contrato.

El detalle de los pagos proyectados en el período 2010-2015, se muestra en el cuadro No. 3.10 y copias de las facturas canceladas en el anexo No. 13. No se incluye en la cuota de arrendamiento los gastos por combustibles, ya que son asumidos por el ICE-Sector Electricidad, de acuerdo con el contrato.

Planta Térmica Portátil San Antonio (110 MW)

También como parte del Plan de Contingencia mencionado en el apartado anterior, se tramitó la Contratación Directa 2007 CD-2232-PROV para el alquiler de plantas portátiles modulares de rápida instalación, resultando adjudicada la empresa Energy

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International Inc. Estas unidades fueron instaladas en el plantel de San Antonio en La Uruca. El 15 de enero del 2008 la planta comenzó a operar con 33 MW de potencia y el 15 de febrero se adicionaron 72 MW. A partir del 25 de febrero del 2008 opera con los 110 MW de potencia contratada.

El contrato entre el ICE y la empresa se firmó el 02 de octubre del 2007 y se extiende hasta el 30 de junio del 2009. Una copia del mismo se adjunta en el Anexo No. 13. Tal y como se mencionó, las plantas térmicas portátiles son necesarias para atender la demanda de electricidad hasta que entre en operación la PT Garabito, lo cual se estima para enero del 2011.

Debido a lo anterior y previendo cualquier atraso por razones imprevistas, se firmó una ampliación del contrato hasta junio del 2011, copia del cual se presenta en el mismo anexo citado. El 11 de diciembre de 2008, mediante la Contratación Directa 2008CD-4006-PROV que entró a regir el 01 de julio de 2009, se amplió dicha contratación por un plazo adicional de 24 meses. Dicho contrato es por un monto de US$ 97 640 000.

A partir de julio del 2009, los pagos se rigen por lo establecido en la renovación del contrato de arrendamiento, el cual indica en la cláusula sexta que el ICE cancelará un pago fijo por mes de US$ 2 693 000 y un pago fijo de compensación al contratista operador de US$ 875 000 mensuales, además de un pago variable de US$ 14,26 por cada MWh generado. También se contempla el pago en los dos últimos meses del contrato, del costo de desmovilización de la planta por un total de US$ 3 760 750.

No obstante, en la proyección se estima finalizar el contrato y los pagos por arrendamiento en diciembre del 2010, justo antes del inicio de operación de la PT Garabito.

El detalle de los pagos proyectados en el período 2010-2015, se muestra en el Cuadro No. 3.11 y copias de las facturas canceladas hasta junio del 2010 en el Anexo No. 13. No se incluye en la cuota de arrendamiento los gastos por combustibles, ya que son asumidos por el ICE-Sector Electricidad, de acuerdo con el contrato.

Planta Térmica Garabito

El Consejo Directivo del ICE, en Sesión No. 5794 celebrada el 8 de mayo del 2007, tomo el acuerdo de instruir a la Subgerencia del Sector Electricidad para que, utilizando los estudios de factibilidad ya existentes, procediera a completar los trámites necesarios para la suscripción de un contrato de Fidecomiso, para la construcción de la Planta Térmica Garabito, con una potencia de alrededor de 200 MW.

La Junta de Adquisiciones del ICE, en el artículo 3 del acta de la sesión ordinaria número 22 celebrada el 31 de mayo del 2007, autorizó la suscripción del contrato de

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fidecomiso entre el Banco de Costa Rica y el ICE para la construcción de la Planta Térmica Garabito, documento que fue firmado el 7 de junio del 2007.

El contrato de arrendamiento se firmó el 5 de noviembre del 2007 y establece en su cláusula tercera, que a partir del 01 de junio del 2010 el ICE tiene que iniciar los pagos por concepto de arrendamiento de la Planta Térmica Garabito. Copia del contrato se muestra en el Anexo No. 13.

Las cuotas de alquiler definidas para el período de arrendamiento fueron proyectadas con base en las necesidades de efectivo del fideicomiso. Estas cuotas son constantes en dólares estadounidenses, iniciando a partir del mes de junio del 2010 y finalizando en marzo del 2022, para un total de 142 cuotas mensuales de $ 5 230 000 cada una. Un detalle de los pagos de arrendamientos proyectados se muestra en el Cuadro No. 3.12.

Al finalizar el plazo, el ICE podrá ejercer la opción de compra al arrendante sobre la Planta Térmica Garabito que ha sido objeto del contrato.

El ICE en su condición de arrendatario, será el encargado de la operación de la planta térmica y de suministrar los combustibles, así como de adquirir los bienes y servicios necesarios para el mantenimiento de la misma.

Planta Geotérmica Las Pailas

La Planta arrendada tiene una potencia de 35 MW, se ubica en las faldas del volcán Rincón de la Vieja, Curubandé, Liberia, Guanacaste.El “Contrato de arrendamiento con Opción de Compra Planta Geotérmica Las Pailas”, tiene como objeto el ARRENDAMIENTO CON OPCION DE COMPRA por parte del Banco Centroamericano de Integración Económica al ICE, de la Planta Geotérmica Las Pailas, para lo cual el BCIE se compromete a desarrollar y financiar la construcción de la planta durante un periodo de cuatro años y posteriormente a arrendarla con opción de compra al ICE por un periodo de doce años.

El contrato incluye en su sección cuarta, apartado décima quinta: Cuotas de Arrendamiento, el pago de las cuotas de arrendamiento, bajo los supuestos de una tasa libor a seis meses fija del 5.61% más 2.25% anual durante las etapas de construcción y arrendamiento, y que la Inversión Acumulada Total (US $160 millones), será la misma indicada en el contrato y que las estimaciones por el costo de mantenimiento se cumplan, ya que el proyecto todavía está en desarrollo. Las cuotas son de pago semestral, por lo tanto serían en su totalidad 24, sujetas a la variación de la tasa libor a seis meses y al costo del mantenimiento, que están incluidos dentro de la cuota, asimismo únicamente incluye la recuperación del 85% de la IAT y la rentabilidad sobre el 100% de la IAT, el restante 15% de la IAT es el pago de la opción de compra al finalizar el arrendamiento.

El contrato se firmo el 07 de marzo 2007. La construcción tendrá una duración de cuatro años (del 18-10-2010 al 17-10-2011). El arrendamiento iniciaría el 18-10-2011, siendo su primer pago seis meses después (18-04-2012) y así sucesivamente hasta completar los 12 años.

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Planta Hidroeléctrica Toro III

El 15 de enero de 2008 el Instituto Costarricense de Electricidad y la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC) firmaron el Contrato de Fideicomiso P.H. Toro 3 con el Banco de Costa Rica (BCR).

Dicho contrato fue refrendado por la Contraloría General de la República el 14 de marzo de 2008, condicionado a que se hiciera la cesión al Fideicomiso del 50 % derecho de uso de los terrenos en los que se construirá el proyecto.

Debido a atrasos en la adquisición de los terrenos es hasta el 1 de setiembre del 2010 que se da la Orden de Inicio al Fideicomiso para que inicie las actividades necesarias para llevar adelante el financiamiento y desarrollo del P.H. Toro 3. La primera actividad que debe realizar el Fideicomiso es la contratación de un consultor para que desarrolle el modelo para la estructuración financiera del P. H. Toro 3.

Con base en este modelo se estimará el monto de la cuota de arrendamiento, la cual dependerá del costo directo del proyecto. Una vez elaborado el modelo se podría firmar el contrato de arrendamiento.

El proyecto está en construcción en este momento y ha sido financiado con recursos provenientes del ICE y JASEC y se espera que entre en operación en marzo del 2013. Sería a partir de ese momento que se debe iniciar el pago de la cuota de arrendamiento, la cual será pagada en partes iguales por el ICE y JASEC.

Cargos por Servicios del EOR

Para participar como agente en el Mercado Eléctrico Regional (MER), el ICE debe pagar mensualmente el Cargo por Servicio de Operación del Sistema Eléctrico Regional, que considera tanto las inyecciones como las extracciones de energía que se transen en el MER. En el Anexo No. 2 se muestra el monto anual estimado por estos conceptos. En la siguiente, se muestra el monto anual estimado por estos conceptos.

Tabla No. 3.21 Costos administrativos del EOR-OMCA y la CRIE

Millones de Colones

Año GWhMonto Tipo Cambio Millonesen $ Promedio de ₡

2010 8 943.42 790 622.53 541.62 428.22 2011 9 874.78 841 331.44 570.95 480.36 2012 10 327.99 1 233 161.49 596.78 735.93 2013 10 816.74 1 397 522.55 627.10 876.39 2014 11 346.04 2 052 500.01 658.97 1 352.54 2015 11 913.35 2 155 125.01 692.45 1 492.32

Fuente: UEN CENCE, Proceso Comercialización Mayorista

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Gastos complementarios de operación

El detalle de la metodología y el cálculo de la proyección de la partida “Gastos complementarios de operación” para el período 2010 – 2015 se presenta en el Anexo No. 6.

c. Otros productos y gastos

Ingresos o egresos ajenos a la explotación

Esta cuenta se proyectó tomando como base el año 2009 y aplicando un crecimiento igual a la tasa de inflación local estimada.

Tabla No. 3.22 Ingresos o egresos ajenos a la explotación

Millones de Colones

Año

Monto año

anterior (a)

1+ Inflación local promedio

del año (b)

Estimación del año (a) x (b)

2009 7 394.54 2010 7 394.54 1.0587 7 828.59 2011 7 828.59 1.0492 8 213.76 2012 8 213.76 1.0660 8 755.87 2013 8 755.87 1.0795 9 451.96 2014 9 451.96 1.0795 10 203.39 2015 10 203.39 1.0795 11 014.56

Fuente: Proyecciones Financieras Gerencia de Finanzas

Para efectos de las partidas asociadas al nivel de ingresos, se utiliza como referencia el Estado de Ingresos y Gastos con el escenario de tarifas actuales, esto por cuanto lo que se busca es explicar el procedimiento metodológico aplicado, más que hacer referencia a las cifras de manera específica.

d. Cargos financieros

Gastos financieros

La metodología de proyección de los gastos financieros se presenta en detalle en el punto a) “Servicio de la deuda” del apartado 3.4.3 correspondiente a “Otros Egresos”.

Fluctuaciones cambiarias

Las fluctuaciones cambiarias se obtienen al multiplicar la variación en el año del tipo de cambio del dólar con respecto al colón, por el saldo de la deuda sin considerar aquellas deudas que están en colones.

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3.4.2 Balance de Situación

a. Activo fijo

Activo fijo en servicio

El activo fijo en servicio corresponde a la suma de los otros activos en operación más el activo fijo en operación. Este último está compuesto por las plantas hidráulicas, térmicas, geotérmicas y eólicas. Los otros activos en operación se proyectan separados por grupo atendiendo requerimiento de la ARESEP. Además, en cada grupo se proyectan por separado los activos destinados a construcción y los asignados a actividades operativas.

El activo fijo en operación neto revaluado, está compuesto por cuatro cuentas contables:

Activo fijo en operación al costo histórico Activo fijo en operación al costo revaluado Depreciación acumulada al costo histórico Depreciación acumulada al costo revaluado

El valor del activo fijo en operación neto revaluado corresponde a la sumatoria de las dos cuentas de activo menos la sumatoria de las dos cuentas de depreciación. El detalle de la metodología de proyección del activo fijo en servicio se presenta en el Anexo No. 12.

Obras en construcción

Las obras en construcción se proyectan sumándole al monto del año anterior, la inversión del período y rebajándole los activos que se adicionan a la operación.

b. Activo circulante

Caja y bancos

La proyección de caja y bancos se obtiene como resultado de multiplicar los ingresos de operación (sin incluir las ventas entre Sistemas), por el porcentaje obtenido en el promedio de los últimos tres años, de la relación entre el monto de caja y bancos y los ingresos de operación (sin incluir las ventas entre Sistemas), como se muestra en la tabla:

Tabla No. 3.23Caja y Bancos

Millones de Colones

Tarifas actuales

Ingresos de

operación totales (a)

Porcentaje (b)

Caja y bancos (a) x (b)

2009

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2010 238 253.99 0.476% 1 132.90 2011 244 165.53 0.476% 1 161.01 2012 252 280.19 0.476% 1 199.59 2013 256 567.02 0.476% 1 219.98 2014 254 917.50 0.476% 1 212.13 2015 266 937.12 0.476% 1 269.29


Nota: En el monto de ingresos de operación totales no se consideran los ingresos por ventas al Sistema de Distribución.

Cuentas por cobrar por servicios prestados

Las cuentas por cobrar para cada año proyectado se determinan aplicando a los ingresos por ventas de energía (sin incluir ventas entre Sistemas), el porcentaje obtenido de la relación entre las cuentas por cobrar y el monto de los ingresos por ventas de energía del año real. Su cálculo se detalla a continuación:

Tabla No. 3.24 Cuentas por CobrarMillones de Colones

Tarifas actuales

Ingresos por venta de energía (a)

Cuentas por cobrar

(b)

Porcentaje (b)/(a) = c

Cuentas por cobrar (a) x

(c )

2009 247 378.52 22 206.00 8.9765% 2010 238 253.99 8.9765% 21 386.87 2011 244 165.53 8.9765% 21 917.52 2012 252 280.19 8.9765% 22 645.93 2013 256 567.02 8.9765% 23 030.74 2014 254 917.50 8.9765% 22 882.67 2015 266 937.12 8.9765% 23 961.61


Activos corrientes diversos

Debido a la dificultad de pronosticar el comportamiento de las partidas incluidas en este grupo, las cifras mostradas en 2009 para los activos corrientes diversos se mantienen constantes a lo largo del período 2010-2015.

Inventarios

La proyección de inventarios se obtiene como resultado de multiplicar la suma de los costos de operación y mantenimiento considerando los costos de gestión productiva, por el porcentaje obtenido en el año real de la relación entre el monto de inventarios (sin considerar el inventario de combustibles y lubricantes) y el total de costos de operación y mantenimiento considerando los costos de gestión

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productiva. Al resultado obtenido se le suma la porción de inventario de combustible, el cual se proyecta manteniendo constante la cifra del 2009, todo este se ve reflejado en la siguiente tabla:

Tabla No. 3.25

InventariosMillones de Colones

Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Gastos Operación mantenimiento y comercialización (a) 33 715.00 33 688.66 40 902.02 44 247.69 42 824.15 41 555.88 44 669.06Gestión Productiva (b) 5 407.00 6 107.00 6 407.44 6 830.53 7 373.56 7 959.76 8 592.56Total gastos (a) + (b) = c 39 122.00 39 795.66 47 309.46 51 078.22 50 197.71 49 515.64 53 261.62Inventarios con inventarios de combustibles

28 825.00 7 070.69 8 405.71 9 075.32 8 918.88 8 797.69 9 463.26

Inventarios de combustibles Año 2009

-21 874.00

Suma (d) 6 951.00

Porcentaje (e) 17.7675% 17.7675% 17.7675%17.7675

%17.7675% 17.7675% 17.7675%

Inventario de combustible año 2009 (f)

21 874.00 21 874.00 21 874.00 21 874.00 21 874.00 21 874.00 21 874.00

Inventarios ((c) x (e)) + (f) 28 825.00 28 944.69 30 279.71 30 949.32 30 792.88 30 671.69 31 337.26


Debe indicarse que en esta ocasión, el dato de inventarios que aparece en los estados financieros auditados a diciembre del 2009, se le realizó un ajuste para calcular los inventarios proyectados. Los Estados Financieros del Sistema de Generación a diciembre 2009 muestran en el activo circulante un dato de inventarios incorrecto debido a una mala aplicación de la metodología utilizada para distribuir la cuenta de inventarios, situación que se corrige a partir de los estados financieros de abril del 2009.

Para obtener el porcentaje de proyección se realizó una estimación del monto de inventarios del circulante a diciembre del 2009 por ¢28 825 millones, compuesto por ¢21 874 millones de combustibles y lubricantes y por ¢6 951 millones de materiales y repuestos.

c. Otros activos

Partidas Amortizables

Esta partida considera gastos que deben diferirse por afectar más de un período contable como por ejemplo software y licencias, así como gastos de pre inversión, administración y supervisión de contratos de construcción de proyectos no considerados en el contrato. Se incrementa por nuevas erogaciones y se disminuye por la absorción de dichas partidas, tal como se refleja en el Estado de Ingresos y Gastos. Un detalle de las mismas se presenta a continuación:

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Tabla No. 3.26 Partidas amortizablesMillones de Colones


Otros Activos

Para efectos de la proyección se mantienen constantes las cifras de otros activos del año real 2009.

d. Patrimonio

Capital Aportado

Para la proyección del capital aportado, se mantiene constante el dato del año real 2009.

Reserva de revaluación de activos

En cuanto a la reserva de revaluación, ésta se obtiene sumando al dato del año anterior la diferencia entre las revaluaciones de activo en operación y de depreciación. Otras partidas patrimoniales

La cifra del año real se mantiene constante durante los años proyectados.

Reserva de desarrollo

En el caso de la reserva de desarrollo se toma el saldo del año base y se le suma el excedente neto de operación del período, pues según la ley constitutiva del ICE las utilidades deben reinvertirse en el desarrollo del Sistema Eléctrico.

e. Pasivo Largo plazo

Esta partida se obtiene al sumar el pasivo a largo plazo y la porción circulante de la deuda a largo plazo del año anterior; al monto resultante se agregan los desembolsos y se restan las amortizaciones del año proyectado. Seguidamente, se resta la porción circulante de la deuda a largo plazo (que corresponde a las amortizaciones del siguiente año) y por último se suma la revaluación de pasivos

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Absorción partidas amortizables 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Software y licencias para uso de software 669,03 1 161,13 1 359,66 965,77 363,41 0,00

Gastos asociados con proyectos de generaciónP.G. Miravalles III. 11,70 11,70 11,70 11,70 11,70 2,90P.H. Peñas Blancas. 519,30 519,30 519,30 519,30 519,30 302,90

Total Absorción Partidas Amortizables 1 200,03 1 692,13 1 890,66 1 496,77 894,41 305,80

del año en estimación (variación del colón con respecto al dólar del año anterior al proyectado).

f. Pasivo Circulante

Porción circulante de la deuda a largo plazo

La porción circulante de la deuda a largo plazo, representa el monto a amortizar de los préstamos durante el siguiente año.

Cuentas por pagar

Las cuentas por pagar se determinan aplicando a la suma de los costos de operación y mantenimiento, compras a generadores privados y costos de gestión productiva, el porcentaje obtenido en el año real al relacionar el monto de cuentas por pagar con la suma de los costos totales de operación y mantenimiento, las compras a generadores privados más los costos de gestión productiva, como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla No. 3.27Cuentas por pagar

Millones de colones

Año OperaciónCompras

de energíaGestión

Productiva

Suma (a) Millones de

₡

Porcentaje (b)

Cuentas por pagar (a) x (b)

2009 33 715.00 76 783.58 5 407.00 115 905.58 30.5490% 35 408.002010 33 688.66 67 723.70 6 107.00 107 519.36 30.5490% 32 846.092011 40 902.02 66 459.20 6 407.44 113 768.66 30.5490% 34 755.192012 44 247.69 66 891.10 6 830.53 117 969.32 30.5490% 36 038.452013 42 824.15 70 177.90 7 373.56 120 375.61 30.5490% 36 773.55

2014 41 555.88133

759.387 959.76 183 275.02 30.5490% 55 988.69

2015 44 669.06153

304.768 592.56 206 566.37 30.5490% 63 103.96


Pasivos diversos a corto plazo

A partir del 2010 se mantiene constante el valor del año real 2009, estimando que las variaciones de las cuentas se compensan entre sí.

e. Otros Pasivos

Otros pasivos

Los otros pasivos se proyectan manteniendo el dato del año real 2009 constante. Préstamo Transitorio

48

Esta partida es el déficit que se obtiene de la diferencia entre el total de orígenes y el total de aplicaciones de fondos, en el modelo de proyección.

3.4.3 Otros Egresos

a. Servicio de la deuda (amortización y gastos financieros)

Para proyectar el servicio de deuda se toma como base el saldo de los préstamos vigentes a una fecha determinada y su correspondiente programación de pagos por concepto de amortización, intereses y comisiones según las obligaciones contractuales.

Dicha programación se estima con base en los contratos de préstamo y es calculada mediante un programa de simulación que considera la actualización de parámetros como tipo de cambio, tasas de interés y porcentaje estimado como reserva para diferencial cambiario. De esta manera se elaboran las tablas financieras en forma mensual y acumulada.

La proyección del servicio de deuda parte de la actualización de su saldo al último periodo contable con base en los pagos reales de cada préstamo, según el informe presupuestario de caja.

La proyección de la deuda futura se estima de acuerdo con los esquemas de financiamiento previstos para los proyectos a ejecutar en el futuro. La distribución del servicio de deuda entre Sistemas se realiza porcentualmente, según la proporción del préstamo que se destine a financiar obras de cada Sistema.

El detalle de las estimaciones asociadas al servicio de deuda se muestra en el capítulo 6.

d. Inversión

Las inversiones se proyectaron de acuerdo con los Planes de Expansión de la Generación. Los costos de inversión consideran los requerimientos de las diferentes áreas encargadas del desarrollo de las obras.

En el capítulo 7 se describe la metodología utilizada para la estimación de las inversiones anuales.

3.4.4 Base Tarifaria y Rédito para el Desarrollo

La metodología utilizada por la ARESEP para definir el nivel de las tarifas, consiste en obtener el rédito para el desarrollo. Éste se obtiene dividiendo el excedente de operación del Estado de Ingresos y Gastos entre la base tarifaria. El detalle de su cálculo se presenta en los Cuadros No. 8.7 y 8.10, que están incorporados al final del capítulo 8.

La base tarifaria por su parte es la suma del activo fijo en servicio neto revaluado promedio, más el capital de explotación.

49

a. Activo fijo en servicio neto revaluado promedio

Es la suma del activo fijo en servicio neto revaluado del año en que se efectúa el cálculo más el activo fijo en servicio neto revaluado del año anterior, dividido entre dos.

b. Capital de Explotación

El capital de explotación corresponde al total de costos y gastos de operación efectivos (sin incluir las compras entre Sistemas, depreciación y absorción de partidas amortizables e intangibles), dividido entre 360 y multiplicado por el período medio de cobro.

Por su parte, el período medio de cobro se obtiene de las cuentas por cobrar brutas “Deudores por Servicios Prestados”, según saldo promedio mostrado en los Estados Financieros Auditados de los años 2007, 2008 y 2009. El total de estas cuentas se divide entre las ventas de energía local y se multiplica por 360 días, para la obtención de un período medio de cobro de 33,4 días.

ICE Sector Electricidad – Sistema de GeneraciónTabla 3.28

Detalle del cálculo del período medio de cobroPROMEDIO

2007, 2008 Y 2009

Cuentas por cobrar 17 505,70Ventas 188 887,80Rotación de cuentas por cobrar 0,09

Período de Recuperación (días) 33,40

CONCEPTO

Fuente: Estados Auditados ICE

50

51

CUADROSCAPITULO No. 3

52

DETALLE 2010 2011 2012 2013 2014 2015TOTAL

PERIODO

P. H. Peñas Blancas 4 842.09 5 104.21 5 335.08 5 508.20 5 479.24 5 757.66 32 026.48P. H. Cariblanco 13 453.85 14 182.18 14 823.65 15 576.88 16 368.38 17 200.11 91 605.05P. T. Portátil Barranca 12 839.75 6 772.11 0.00 0.00 0.00 0.00 19 611.86P. T. Portátil San Antonio 30 169.44 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 30 169.44P. T. Garabito 19 828.72 35 832.27 37 452.99 39 356.08 41 355.87 43 457.28 217 283.20P. G. Pailas 0.00 0.00 11 909.05 12 521.08 13 164.56 13 841.10 51 435.78P. H. Toro 3 0.00 0.00 4 043.95 8 498.86 8 930.71 9 384.51 30 858.03

TOTAL SISTEMA DE GENERACIÓN 81 133.85 61 890.77 73 564.71 81 461.10 85 298.76 89 640.65 472 989.84

Cuadro 3.1ICE - Sector ElectricidadSistema de Generación

Proyección de pagos por arrendamiento(Millones de colones)

53

PLANTA ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

P. H. Peñas BlancasAlquiler (1) 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 403.51 4 842.09

P. H. CariblancoAlquiler (1) 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 1 121.15 13 453.85

P. T. Portátil BarrancaCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Alquiler (1) 1 054.43 1 042.00 986.64 962.87 1 018.25 1 008.02 975.31 988.61 1 002.09 1 015.75 1 029.59 1 043.63 12 127.18Costo variable (1) 5.70 82.61 89.66 171.18 170.47 153.96 121.10 70.89 7.16 3.53 12.48 30.43 919.17Ajustes (1) (0.62) 0.00 0.00 (1.08) (36.11) (59.84) (108.96) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 (206.60)

P. T. Portátil San AntonioCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 018.45 0.00 0.00 0.00 16 800.60 17 819.05Alquiler (1) 1 932.50 1 932.50 1 932.50 1 932.50 1 932.50 1 932.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 11 595.01Costo variable (1) 29.71 189.48 80.01 127.55 156.06 172.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 755.39Ajustes (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

P. T. GarabitoAlquiler (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2 832.67 2 832.67 2 832.67 2 832.67 2 832.67 2 832.67 2 832.67 19 828.72

P. G. PailasAlquiler (1) 0.00

P. H. Toro 3Alquiler (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL PLANTAS ARRENDADASCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 018.45 0.00 0.00 0.00 16 800.60 17 819.05Alquiler (1) 4 511.59 4 499.16 4 443.80 4 420.03 4 475.41 7 297.86 5 332.65 5 345.94 5 359.42 5 373.08 5 386.93 5 400.96 61 846.84Costo variable (1) 35.40 272.10 169.66 298.73 326.52 326.54 121.10 70.89 7.16 3.53 12.48 30.43 1 674.56Ajustes (1) (0.62) 0.00 0.00 (1.08) (36.11) (59.84) (108.96) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 (206.60)

TOTAL GENERAL 4 546.38 4 771.26 4 613.47 4 717.69 4 765.83 7 564.56 5 344.79 6 435.28 5 366.58 5 376.62 5 399.41 22 232.00 81 133.85

Fuente: UEN Producción de Electricidad(1) Incluido en el rubro de alquileres operativos de instalaciones del Estado de Resultados proyectado

2010Año

0.00 0.00


Proyección de Cuotas de Arrendamiento

(Millones de colones)

54




P. T. Portátil BarrancaCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 401.53 0.00 0.00 0.00 0.00 401.53Alquiler (1) 1 046.92 1 050.23 1 053.55 1 056.88 1 060.22 1 063.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6 331.37Costo variable (1) 0.00 0.00 0.00 39.21 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 39.21Ajustes (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

P. T. Portátil San AntonioCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Alquiler (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Costo variable (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Ajustes (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

P. T. GarabitoAlquiler (1) 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 2 986.02 35 832.27

P. G. PailasAlquiler (1) 0.00

P. H. Toro 3Alquiler (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL PLANTAS ARRENDADASCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 401.53 0.00 0.00 0.00 0.00 401.53Alquiler (1) 5 640.15 5 643.45 5 646.77 5 650.10 5 653.44 5 656.79 4 593.22 4 593.22 4 593.22 4 593.22 4 593.22 4 593.22 61 450.03Costo variable (1) 0.00 0.00 0.00 39.21 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 39.21Ajustes (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL GENERAL 11 280.29 11 286.91 11 293.54 11 378.62 11 306.88 11 313.58 9 186.44 9 989.50 9 186.44 9 186.44 9 186.44 9 186.44 61 890.77

Fuente: UEN Producción de Electricidad

(Millones de colones)2011Año

(1) Incluido en el rubro de alquileres operativos de instalaciones del Estado de Resultados proyectado


0.00 0.00

55




P. T. Portátil BarrancaCosto de movilización o desmovilización (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Alquiler (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Costo variable (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Ajustes (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00



P. G. PailasAlquiler (1) 11 909.05

P. H. Toro 3Alquiler (1) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 673.99 673.99 673.99 673.99 673.99 673.99 4 043.95


TOTAL GENERAL 21 297.36 9 601.95 9 601.95 9 601.95 9 601.95 9 601.95 23 072.62 10 949.93 10 949.93 10 949.93 10 949.93 10 949.93 73 564.71


2012Año





5 847.70 6 061.34

56








P. H. Toro 3Alquiler (1) 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 708.24 8 498.86


TOTAL GENERAL 23 796.01 11 506.33 11 506.33 11 506.33 11 506.33 11 506.33 24 258.80 11 506.33 11 506.33 11 441.02 11 441.02 11 441.02 81 461.10


2013Año





6 144.84 6 376.24

57








P. H. Toro 3Alquiler (1) 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 744.23 8 930.71


TOTAL GENERAL 24 936.52 12 022.37 12 022.37 12 022.37 12 022.37 12 022.37 25 437.33 12 022.37 12 022.37 12 022.37 12 022.37 12 022.37 85 298.76


2014


Año




6 457.08 6 707.48

58








P. H. Toro 3Alquiler (1) 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 782.04 9 384.51


TOTAL GENERAL 26 203.62 12 633.26 12 633.26 12 633.26 12 633.26 12 633.26 26 745.10 12 633.26 12 633.26 12 633.26 12 633.26 12 633.26 89 640.65

Fuente: UEN Producción de Electricidad(1) Incluido en el rubro de alquileres operativos de instalaciones del Estado de Resultados proyectado

2015Año(Millones de colones)



6 785.18 7 055.92

59

AÑO MES DOLARESTIPO DE CAMBIO

PROMEDIOCOLONES

Enero 745 000 541.62 403.5Febrero 745 000 541.62 403.5Marzo 745 000 541.62 403.5Abril 745 000 541.62 403.5Mayo 745 000 541.62 403.5Junio 745 000 541.62 403.5Julio 745 000 541.62 403.5Agosto 745 000 541.62 403.5Setiembre 745 000 541.62 403.5Octubre 745 000 541.62 403.5Noviembre 745 000 541.62 403.5Diciembre 745 000 541.62 403.5Total 8 940 000 541.62 4 842.1Enero 745 000 570.94 425.4Febrero 745 000 570.94 425.4Marzo 745 000 570.94 425.4Abril 745 000 570.94 425.4Mayo 745 000 570.94 425.4Junio 745 000 570.94 425.4Julio 745 000 570.94 425.4Agosto 745 000 570.94 425.4Setiembre 745 000 570.94 425.4Octubre 745 000 570.94 425.4Noviembre 745 000 570.94 425.4Diciembre 745 000 570.94 425.4Total 8 940 000 570.94 5 104.2Enero 745 000 596.77 444.6Febrero 745 000 596.77 444.6Marzo 745 000 596.77 444.6Abril 745 000 596.77 444.6Mayo 745 000 596.77 444.6Junio 745 000 596.77 444.6Julio 745 000 596.77 444.6Agosto 745 000 596.77 444.6Setiembre 745 000 596.77 444.6Octubre 745 000 596.77 444.6Noviembre 745 000 596.77 444.6Diciembre 745 000 596.77 444.6Total 8 940 000 596.77 5 335.1Enero 745 000 627.09 467.2Febrero 745 000 627.09 467.2Marzo 745 000 627.09 467.2Abril 745 000 627.09 467.2Mayo 745 000 627.09 467.2Junio 745 000 627.09 467.2Julio 745 000 627.09 467.2Agosto 745 000 627.09 467.2Setiembre 745 000 627.09 467.2Octubre 692 923 627.09 434.5Noviembre 692 923 627.09 434.5Diciembre 692 923 627.09 434.5Total 8 783 769 627.09 5 508.2Enero 692 923 658.95 456.6Febrero 692 923 658.95 456.6Marzo 692 923 658.95 456.6Abril 692 923 658.95 456.6Mayo 692 923 658.95 456.6Junio 692 923 658.95 456.6Julio 692 923 658.95 456.6Agosto 692 923 658.95 456.6Setiembre 692 923 658.95 456.6Octubre 692 923 658.95 456.6Noviembre 692 923 658.95 456.6Diciembre 692 923 658.95 456.6Total 8 315 076 658.95 5 479.2Enero 692 923 692.44 479.8Febrero 692 923 692.44 479.8Marzo 692 923 692.44 479.8Abril 692 923 692.44 479.8Mayo 692 923 692.44 479.8Junio 692 923 692.44 479.8Julio 692 923 692.44 479.8Agosto 692 923 692.44 479.8Setiembre 692 923 692.44 479.8Octubre 692 923 692.44 479.8Noviembre 692 923 692.44 479.8Diciembre 692 923 692.44 479.8Total 8 315 076 692.44 5 757.7

2015

Fuente: UEN Producción de Electricidad.

ICE - Sector Electricidad

Proyección Cuota de Arrendamiento

Detalle de Pagos

2010

2011

2012

Cuadro 3.8

Sistema de Generación

P. H. Peñas Blancas

2013

2014

60


PROMEDIOMILLONES DE

COLONESEnero 2 070 000 541.62 1 121.2Febrero 2 070 000 541.62 1 121.2Marzo 2 070 000 541.62 1 121.2Abril 2 070 000 541.62 1 121.2Mayo 2 070 000 541.62 1 121.2Junio 2 070 000 541.62 1 121.2Julio 2 070 000 541.62 1 121.2Agosto 2 070 000 541.62 1 121.2Setiembre 2 070 000 541.62 1 121.2Octubre 2 070 000 541.62 1 121.2Noviembre 2 070 000 541.62 1 121.2Diciembre 2 070 000 541.62 1 121.2Total 24 840 000 541.62 13 453.8Enero 2 070 000 570.94 1 181.8Febrero 2 070 000 570.94 1 181.8Marzo 2 070 000 570.94 1 181.8Abril 2 070 000 570.94 1 181.8Mayo 2 070 000 570.94 1 181.8Junio 2 070 000 570.94 1 181.8Julio 2 070 000 570.94 1 181.8Agosto 2 070 000 570.94 1 181.8Setiembre 2 070 000 570.94 1 181.8Octubre 2 070 000 570.94 1 181.8Noviembre 2 070 000 570.94 1 181.8Diciembre 2 070 000 570.94 1 181.8Total 24 840 000 570.94 14 182.2Enero 2 070 000 596.77 1 235.3Febrero 2 070 000 596.77 1 235.3Marzo 2 070 000 596.77 1 235.3Abril 2 070 000 596.77 1 235.3Mayo 2 070 000 596.77 1 235.3Junio 2 070 000 596.77 1 235.3Julio 2 070 000 596.77 1 235.3Agosto 2 070 000 596.77 1 235.3Setiembre 2 070 000 596.77 1 235.3Octubre 2 070 000 596.77 1 235.3Noviembre 2 070 000 596.77 1 235.3Diciembre 2 070 000 596.77 1 235.3Total 24 840 000 596.77 14 823.6Enero 2 070 000 627.09 1 298.1Febrero 2 070 000 627.09 1 298.1Marzo 2 070 000 627.09 1 298.1Abril 2 070 000 627.09 1 298.1Mayo 2 070 000 627.09 1 298.1Junio 2 070 000 627.09 1 298.1Julio 2 070 000 627.09 1 298.1Agosto 2 070 000 627.09 1 298.1Setiembre 2 070 000 627.09 1 298.1Octubre 2 070 000 627.09 1 298.1Noviembre 2 070 000 627.09 1 298.1Diciembre 2 070 000 627.09 1 298.1Total 24 840 000 627.09 15 576.9Enero 2 070 000 658.95 1 364.0Febrero 2 070 000 658.95 1 364.0Marzo 2 070 000 658.95 1 364.0Abril 2 070 000 658.95 1 364.0Mayo 2 070 000 658.95 1 364.0Junio 2 070 000 658.95 1 364.0Julio 2 070 000 658.95 1 364.0Agosto 2 070 000 658.95 1 364.0Setiembre 2 070 000 658.95 1 364.0Octubre 2 070 000 658.95 1 364.0Noviembre 2 070 000 658.95 1 364.0Diciembre 2 070 000 658.95 1 364.0Total 24 840 000 658.95 16 368.4Enero 2 070 000 692.44 1 433.3Febrero 2 070 000 692.44 1 433.3Marzo 2 070 000 692.44 1 433.3Abril 2 070 000 692.44 1 433.3Mayo 2 070 000 692.44 1 433.3Junio 2 070 000 692.44 1 433.3Julio 2 070 000 692.44 1 433.3Agosto 2 070 000 692.44 1 433.3Setiembre 2 070 000 692.44 1 433.3Octubre 2 070 000 692.44 1 433.3Noviembre 2 070 000 692.44 1 433.3Diciembre 2 070 000 692.44 1 433.3Total 24 840 000 692.44 17 200.1

Detalle de Pagos


Proyección Cuota de ArrendamientoP. H. Cariblanco


2010

2011

2012

2013

2014

2015

62

Costo Fijo x kW

Costo Variable x kWh

Costo Fijo Total

Costo Variable Total**

Costo Total USD

Costo Fijo en millones de ₡

Costo Variable en millones de ₡

12/2007 0.00 0.00 1 075 000.00 0.00 1 075 000.00 561.77 0.00 561.77 0.00 0.00 1 075 000.00 561.77Total 2007 0.00 1 075 000.00 0.00 1 075 000.00 561.77 0.00 561.77 0.00 0.00 1 075 000.00 561.77

01/2008 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2008 90 000.00 7 803.25 20.45 0.012 613 440.00 93 155.17 706 595.17 328.10 49.82 377.92 0.00 0.00 706 595.17 377.9203/2008 90 000.00 10 355.99 20.45 0.012 1 196 203.23 121 542.55 1 317 745.78 639.79 65.01 704.80 0.00 0.00 1 317 745.78 704.8004/2008 90 000.00 22 962.45 20.45 0.012 1 817 927.40 269 556.20 2 087 483.60 972.32 144.17 1 116.49 (33 936.76) (18.15) 2 053 546.84 1 098.3405/2008 90 000.00 17 515.92 20.45 0.012 1 785 110.40 201 180.50 1 986 290.90 954.77 107.60 1 062.37 0.00 0.00 1 986 290.90 1 062.3706/2008 90 000.00 663.73 20.45 0.012 1 901 664.00 7 964.81 1 909 628.81 1 017.10 4.26 1 021.36 (622.47) (0.33) 1 909 006.34 1 021.0307/2008 90 000.00 0.39 20.45 0.012 1 840 320.00 0.00 1 840 320.00 984.29 0.00 984.29 (10 937.06) (5.85) 1 829 382.94 978.4408/2008 90 000.00 94.00 20.45 0.012 1 855 855.03 1 101.52 1 856 956.55 992.60 0.59 993.19 (1 403.14) (0.75) 1 855 553.41 992.4409/2008 90 000.00 2.98 20.45 0.012 1 901 664.00 0.00 1 901 664.00 1 017.10 0.00 1 017.10 (253.07) (0.14) 1 901 410.93 1 016.9710/2008 90 000.00 0.67 20.45 0.012 1 840 320.00 0.00 1 840 320.00 984.29 0.00 984.29 (808.78) (0.43) 1 839 511.22 983.8611/2008 90 000.00 5.25 20.45 0.012 1 901 664.00 0.00 1 901 664.00 1 017.10 0.00 1 017.10 (162.45) (0.09) 1 901 501.55 1 017.0212/2008 90 000.00 414.16 20.45 0.012 1 840 320.00 0.00 1 840 320.00 984.29 0.00 984.29 189 550.59 101.38 2 029 870.59 1 085.68

Total 2008 59 818.79 18 494 488.06 694 500.75 19 188 988.81 9 891.77 371.45 10 263.22 141 426.86 75.64 19 330 415.67 10 338.8601/2009 90 000.00 589.86 20.45 0.012 1 901 664.00 6 412.02 1 908 076.02 1 074.74 3.71 1 103.02 0.00 0.00 1 908 076.02 1 103.0202/2009 90 000.00 1 093.26 20.45 0.012 1 901 664.00 8 350.35 1 910 014.35 1 084.20 4.83 1 104.14 2 771.43 1.60 1 912 785.78 1 105.7403/2009 90 000.00 590.34 20.45 0.012 1 717 632.00 6 224.00 1 723 856.00 976.22 3.60 996.53 1 502.56 0.87 1 725 358.56 997.3904/2009 90 000.00 270.85 20.45 0.012 1 901 664.00 2 644.88 1 904 308.88 1 099.10 1.53 1 100.84 0.00 0.00 1 904 308.88 1 100.8405/2009 90 000.00 7 858.63 20.45 0.012 1 840 320.00 90 705.86 1 931 025.86 1 070.39 52.44 1 116.29 0.00 0.00 1 931 025.86 1 116.2906/2009 90 000.00 11 483.50 20.45 0.012 1 901 664.00 134 297.36 2 035 961.36 1 102.79 77.63 1 176.95 0.00 0.00 2 035 961.36 1 176.9507/2009 90 000.00 8 364.93 20.45 0.012 1 860 768.00 96 372.28 1 957 140.28 1 099.60 55.71 1 131.38 0.00 0.00 1 957 140.28 1 131.3808/2009 90 000.00 5 877.62 20.45 0.012 1 865 880.00 68 530.06 1 934 410.06 1 107.85 39.62 1 118.24 0.00 0.00 1 934 410.06 1 118.2409/2009 90 000.00 19 154.97 20.45 0.012 1 865 880.00 222 007.58 2 087 887.58 1 104.10 128.34 1 206.96 0.00 0.00 2 087 887.58 1 206.9610/2009 90 000.00 13 379.25 20.45 0.012 1 865 880.00 154 161.94 2 020 041.94 1 093.98 89.12 1 167.74 0.00 0.00 2 020 041.94 1 167.7411/2009 90 000.00 3 989.59 20.45 0.012 1 865 880.00 46 031.38 1 911 911.38 1 043.53 26.61 1 105.24 (7 859.72) (4.54) 1 904 051.66 1 100.6912/2009 90 000.00 9 448.64 20.45 0.012 1 865 880.00 108 326.77 1 974 206.77 1 066.93 62.62 1 141.25 (1 294.32) (0.75) 1 972 912.45 1 140.50

Total 2009 82 101.43 22 354 776.00 944 064.48 23 298 840.48 12 923.43 545.74 13 468.57 (4 880.05) (2.82) 23 293 960.43 13 465.7501/2010 90 000.00 905.70 20.45 0.012 1 865 880.00 10 516.03 1 876 396.03 1 054.43 5.70 1 016.29 (1 141.57) (0.62) 1 875 254.46 1 015.6802/2010 90 000.00 13 754.68 20.45 0.012 1 865 880.00 152 531.88 2 018 411.88 1 042.00 82.61 1 093.21 0.00 0.00 2 018 411.88 1 093.2103/2010 90 000.00 14 355.40 20.45 0.012 1 865 880.00 165 537.40 2 031 417.40 986.64 89.66 1 100.26 0.00 0.00 2 031 417.40 1 100.2604/2010 90 000.00 27 371.62 20.45 0.012 1 865 880.00 316 057.49 2 181 937.49 962.87 171.18 1 181.78 (1 985.00) (1.08) 2 179 952.49 1 180.7105/2010 90 000.00 27 456.39 20.45 0.012 1 865 880.00 314 733.96 2 180 613.96 1 018.25 170.47 1 181.06 (66 666.11) (36.11) 2 113 947.85 1 144.9606/2010 90 000.00 24 822.60 20.45 0.012 1 865 880.00 284 261.16 2 150 141.16 1 008.02 153.96 1 164.56 (110 482.08) (59.84) 2 039 659.08 1 104.7207/2010 90 000.00 19 571.42 20.45 0.012 1 865 880.00 223 586.54 2 089 466.54 975.31 121.10 1 131.70 (201 175.54) (108.96) 1 888 291.00 1 022.7408/2010 90 000.00 10 907.23 20.45 0.012 1 865 880.00 130 886.81 1 996 766.81 988.61 70.89 1 081.49 0.00 0.00 1 996 766.81 1 081.4909/2010 90 000.00 1 101.13 20.45 0.012 1 865 880.00 13 213.56 1 879 093.56 1 002.09 7.16 1 017.76 0.00 0.00 1 879 093.56 1 017.7610/2010 90 000.00 543.74 20.45 0.012 1 865 880.00 6 524.89 1 872 404.89 1 015.75 3.53 1 014.13 0.00 0.00 1 872 404.89 1 014.1311/2010 90 000.00 1 920.03 20.45 0.012 1 865 880.00 23 040.36 1 888 920.36 1 029.59 12.48 1 023.08 0.00 0.00 1 888 920.36 1 023.0812/2010 90 000.00 4 682.51 20.45 0.012 1 865 880.00 56 190.12 1 922 070.12 1 043.63 30.43 1 041.03 0.00 0.00 1 922 070.12 1 041.03

Total 2010 147 392.45 22 390 560.00 1 697 080.20 24 087 640.20 12 127.18 919.17 13 046.36 (381 450.30) (206.60) 23 706 189.90 12 839.7501/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 1 865 880.00 0.00 1 865 880.00 1 046.92 0.00 1 065.31 0.00 0.00 1 865 880.00 1 065.3102/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 1 865 880.00 0.00 1 865 880.00 1 050.23 0.00 1 065.31 0.00 0.00 1 865 880.00 1 065.3103/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 1 865 880.00 0.00 1 865 880.00 1 053.55 0.00 1 065.31 0.00 0.00 1 865 880.00 1 065.3104/2011 90 000.00 5 723.30 20.45 0.012 1 865 880.00 68 679.60 1 934 559.60 1 056.88 39.21 1 104.52 0.00 0.00 1 934 559.60 1 104.5205/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 1 865 880.00 0.00 1 865 880.00 1 060.22 0.00 1 065.31 0.00 0.00 1 865 880.00 1 065.3106/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 1 865 880.00 0.00 1 865 880.00 1 063.57 0.00 1 065.31 0.00 0.00 1 865 880.00 1 065.3107/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 700 000.00 0.00 700 000.00 401.53 0.00 399.66 0.00 0.00 700 000.00 399.6609/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2011 90 000.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2011 5 723.30 11 895 280.00 68 679.60 11 963 959.60 6 732.90 39.21 6 830.72 0.00 0.00 11 963 959.60 6 830.7201/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2012 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2013 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2013 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2014 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2015 0.00 0.00 20.45 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2015 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Costo Arrendamiento

(*) Generación estimada por el CENCE en Balance de Energía(**) Inluye ajuste por rendimiento garantizado

Otros ajustes en millones de ₡

Detalle de Pagos

Total Pagado en millones de ₡

Cálculo del Arrendamiento Centrales Eléctricas ALSTOM en Barranca


Proyección Cuota de ArrendamientoPlanta Térmica Portátil Barranca

ALSTOM

AñoAlquiler

kWMWh*

Costo Total en millones de ₡

Otros ajustes USD

Total Pagado USD

63

Costo Fijo x kWCosto Variable x

kWhCosto Fijo

TotalCosto Variable

Total**Costo Total

USDCosto Fijo en millones de ₡

Costo Variable en millones de ₡

12/2007 2 759 437.50 2 759 437.50 1 442.01 0.00 1 442.01Total 2007 2 759 437.50 0.00 2 759 437.50 1 442.01 0.00 1 442.01

01/2008 2 759 437.50 2 759 437.50 1 475.88 0.00 1 475.8801/2008 110 000.00 12 980.00 29.50 0.012 3 245 000.00 155 760.00 3 400 760.00 1 735.59 83.31 1 818.8902/2008 110 000.00 28 300.00 29.50 0.012 3 245 000.00 339 600.00 3 584 600.00 1 735.59 181.63 1 917.2203/2008 110 000.00 51 090.00 29.50 0.012 3 245 000.00 613 080.00 3 858 080.00 1 735.59 327.91 2 063.4904/2008 110 000.00 54 220.00 29.50 0.012 3 245 000.00 650 640.00 3 895 640.00 1 735.59 347.99 2 083.5805/2008 110 000.00 38 420.00 29.50 0.012 3 245 000.00 461 040.00 3 706 040.00 1 735.59 246.59 1 982.1706/2008 110 000.00 7 920.00 29.50 0.012 3 245 000.00 95 040.00 3 340 040.00 1 735.59 50.83 1 786.4207/2008 110 000.00 1 950.00 29.50 0.012 3 245 000.00 23 400.00 3 268 400.00 1 735.59 12.52 1 748.1008/2008 110 000.00 970.00 29.50 0.012 3 245 000.00 11 640.00 3 256 640.00 1 735.59 6.23 1 741.8109/2008 110 000.00 5 370.00 29.50 0.012 3 245 000.00 64 440.00 3 309 440.00 1 735.59 34.47 1 770.0510/2008 110 000.00 2 350.00 29.50 0.012 3 245 000.00 28 200.00 3 273 200.00 1 735.59 15.08 1 750.6711/2008 110 000.00 8 890.00 29.50 0.012 3 245 000.00 106 680.00 3 351 680.00 1 735.59 57.06 1 792.6412/2008 110 000.00 15 170.00 29.50 0.012 3 245 000.00 182 040.00 3 427 040.00 1 735.59 97.36 1 832.95

Total 2008 41 699 437.50 2 731 560.00 44 430 997.50 22 302.92 1 460.97 23 763.9001/2009 110 000.00 34 340.00 29.50 0.012 3 245 000.00 412 080.00 3 657 080.00 1 875.87 238.21 2 114.0802/2009 110 000.00 48 040.00 29.50 0.012 3 245 000.00 576 480.00 3 821 480.00 1 875.87 333.25 2 209.1203/2009 110 000.00 67 090.00 29.50 0.012 3 245 000.00 805 080.00 4 050 080.00 1 875.87 465.40 2 341.2704/2009 110 000.00 62 470.00 29.50 0.012 3 245 000.00 749 640.00 3 994 640.00 1 875.87 433.35 2 309.2205/2009 110 000.00 44 270.00 29.50 0.012 3 245 000.00 531 240.00 3 776 240.00 1 875.87 307.10 2 182.9706/2009 110 000.00 14 300.00 29.50 0.012 3 245 000.00 171 600.00 3 416 600.00 1 875.87 99.20 1 975.0707/2009 110 000.00 3 088.08 32.44 0.014 3 568 000.00 44 036.02 3 612 036.02 2 062.59 25.46 2 088.0408/2009 110 000.00 2 371.79 32.44 0.014 3 568 000.00 33 821.73 3 601 821.73 2 062.59 19.55 2 082.1409/2009 110 000.00 12 188.19 32.44 0.014 3 568 000.00 173 803.59 3 741 803.59 2 062.59 100.47 2 163.0610/2009 110 000.00 8 942.09 32.44 0.014 3 568 000.00 127 514.20 3 695 514.20 2 062.59 73.71 2 136.3011/2009 110 000.00 3 468.01 32.44 0.014 3 568 000.00 49 453.82 3 617 453.82 2 062.59 28.59 2 091.1712/2009 110 000.00 5 947.81 32.44 0.014 3 568 000.00 84 815.77 3 652 815.77 2 062.59 49.03 2 111.62

Total 2009 40 878 000.00 3 759 565.13 44 637 565.13 23 630.72 2 173.33 25 804.0501/2010 110 000.00 3 846.57 32.44 0.014 3 568 000.00 54 852.16 3 622 852.16 1 932.50 29.71 1 962.2102/2010 110 000.00 24 533.22 32.44 0.014 3 568 000.00 349 843.67 3 917 843.67 1 932.50 189.48 2 121.9803/2010 110 000.00 10 358.70 32.44 0.014 3 568 000.00 147 715.01 3 715 715.01 1 932.50 80.01 2 012.5104/2010 110 000.00 16 514.74 32.44 0.014 3 568 000.00 235 500.21 3 803 500.21 1 932.50 127.55 2 060.0505/2010 110 000.00 20 205.63 32.44 0.014 3 568 000.00 288 132.25 3 856 132.25 1 932.50 156.06 2 088.5606/2010 110 000.00 22 344.88 32.44 0.014 3 568 000.00 318 637.94 3 886 637.94 1 932.50 172.58 2 105.0807/2010 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2010 1 880 375.00 0.00 1 880 375.00 1 018.45 0.00 1 018.4509/2010 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2010 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2010 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2010 31 019 145.00 0.00 31 019 145.00 16 800.60 0.00 16 800.60

Total 2010 54 307 520.00 1 394 681.23 55 702 201.23 29 414.06 755.39 30 169.4401/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2011 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2011 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2012 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2013 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2013 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2014 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0001/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0002/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0003/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0004/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0005/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0006/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0007/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0008/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0009/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0010/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0011/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0012/2015 0.00 0.00 32.44 0.014 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 2015 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Nota: queda pendiente el pago por concepto de indemnización por rescisión contractual. Monto que a la fecha no ha dado a conocer Finanzas.

Energy International Inc.

Cálculo del Arrendamiento Centrales Eléctricas en San Antonio

Año Alquiler kW MWh*Costo Total en millones de ₡

Costo Arrendamiento

Costo de Movilización

Costo de Movilización

Costo Desmontaje y Desmovilización (primer pago 50%)

Costo Desmontaje y Desmovilización (segundo pago 50%) e Indemnización

(*) Generación estimada por el CENCE en Balance de Energía


Proyección Cuota de ArrendamientoPlanta Térmica Portátil San Antonio

64


PROMEDIOMILLONES DE

COLONESEnero 0 541.62 0.0Febrero 0 541.62 0.0Marzo 0 541.62 0.0Abril 0 541.62 0.0Mayo 0 541.62 0.0Junio 5 230 000 541.62 2 832.7Julio 5 230 000 541.62 2 832.7Agosto 5 230 000 541.62 2 832.7Setiembre 5 230 000 541.62 2 832.7Octubre 5 230 000 541.62 2 832.7Noviembre 5 230 000 541.62 2 832.7Diciembre 5 230 000 541.62 2 832.7Total 36 610 000 541.62 19 828.7Enero 5 230 000 570.94 2 986.0Febrero 5 230 000 570.94 2 986.0Marzo 5 230 000 570.94 2 986.0Abril 5 230 000 570.94 2 986.0Mayo 5 230 000 570.94 2 986.0Junio 5 230 000 570.94 2 986.0Julio 5 230 000 570.94 2 986.0Agosto 5 230 000 570.94 2 986.0Setiembre 5 230 000 570.94 2 986.0Octubre 5 230 000 570.94 2 986.0Noviembre 5 230 000 570.94 2 986.0Diciembre 5 230 000 570.94 2 986.0Total 62 760 000 570.94 35 832.3Enero 5 230 000 596.77 3 121.1Febrero 5 230 000 596.77 3 121.1Marzo 5 230 000 596.77 3 121.1Abril 5 230 000 596.77 3 121.1Mayo 5 230 000 596.77 3 121.1Junio 5 230 000 596.77 3 121.1Julio 5 230 000 596.77 3 121.1Agosto 5 230 000 596.77 3 121.1Setiembre 5 230 000 596.77 3 121.1Octubre 5 230 000 596.77 3 121.1Noviembre 5 230 000 596.77 3 121.1Diciembre 5 230 000 596.77 3 121.1Total 62 760 000 596.77 37 453.0Enero 5 230 000 627.09 3 279.7Febrero 5 230 000 627.09 3 279.7Marzo 5 230 000 627.09 3 279.7Abril 5 230 000 627.09 3 279.7Mayo 5 230 000 627.09 3 279.7Junio 5 230 000 627.09 3 279.7Julio 5 230 000 627.09 3 279.7Agosto 5 230 000 627.09 3 279.7Setiembre 5 230 000 627.09 3 279.7Octubre 5 230 000 627.09 3 279.7Noviembre 5 230 000 627.09 3 279.7Diciembre 5 230 000 627.09 3 279.7Total 62 760 000 627.09 39 356.1Enero 5 230 000 658.95 3 446.3Febrero 5 230 000 658.95 3 446.3Marzo 5 230 000 658.95 3 446.3Abril 5 230 000 658.95 3 446.3Mayo 5 230 000 658.95 3 446.3Junio 5 230 000 658.95 3 446.3Julio 5 230 000 658.95 3 446.3Agosto 5 230 000 658.95 3 446.3Setiembre 5 230 000 658.95 3 446.3Octubre 5 230 000 658.95 3 446.3Noviembre 5 230 000 658.95 3 446.3Diciembre 5 230 000 658.95 3 446.3Total 62 760 000 658.95 41 355.9Enero 5 230 000 692.44 3 621.4Febrero 5 230 000 692.44 3 621.4Marzo 5 230 000 692.44 3 621.4Abril 5 230 000 692.44 3 621.4Mayo 5 230 000 692.44 3 621.4Junio 5 230 000 692.44 3 621.4Julio 5 230 000 692.44 3 621.4Agosto 5 230 000 692.44 3 621.4Setiembre 5 230 000 692.44 3 621.4Octubre 5 230 000 692.44 3 621.4Noviembre 5 230 000 692.44 3 621.4Diciembre 5 230 000 692.44 3 621.4Total 62 760 000 692.44 43 457.3

Detalle de Pagos


Proyección Cuota de ArrendamientoP. T. Garabito


2010

2011

2012

2013

2014

2015


PROMEDIOMILLONES DE

COLONESEnero-Junio 0.00 0.00

Julio-Diciembre 0.00 0.00Total 0.00 0.00

Enero-Junio 9 799 000.00 5 847.70Julio-Diciembre 10 157 000.00 6 061.34Total 19 956 000.00 11 909.05




2011


Proyección Cuota de ArrendamientoP. G. Pailas

Detalle de Pagos

570.94

692.44

658.95


2012

2013

2014

2015

596.77

627.09

65

66


PROMEDIOMILLONES DE

COLONESEnero 0 541.62 0.0 1 000 000.00Febrero 0 541.62 0.0Marzo 0 541.62 0.0Abril 0 541.62 0.0Mayo 0 541.62 0.0Junio 0 541.62 0.0Julio 0 541.62 0.0Agosto 0 541.62 0.0Setiembre 0 541.62 0.0Octubre 0 541.62 0.0Noviembre 0 541.62 0.0Diciembre 0 541.62 0.0Total 0 541.62 0.0 0.00Enero 0 570.94 0.0Febrero 0 570.94 0.0Marzo 0 570.94 0.0Abril 0 570.94 0.0Mayo 0 570.94 0.0Junio 0 570.94 0.0Julio 0 570.94 0.0Agosto 0 570.94 0.0Setiembre 0 570.94 0.0Octubre 0 570.94 0.0Noviembre 0 570.94 0.0Diciembre 0 570.94 0.0Total 0 570.94 0.0 0.00Enero 0 596.77 0.0Febrero 0 596.77 0.0Marzo 0 596.77 0.0Abril 0 596.77 0.0Mayo 0 596.77 0.0Junio 0 596.77 0.0Julio 1 129 408 596.77 674.0Agosto 1 129 408 596.77 674.0Setiembre 1 129 408 596.77 674.0Octubre 1 129 408 596.77 674.0Noviembre 1 129 408 596.77 674.0Diciembre 1 129 408 596.77 674.0Total 6 776 445 596.77 4 043.9 4 043.95Enero 1 129 408 627.09 708.2Febrero 1 129 408 627.09 708.2Marzo 1 129 408 627.09 708.2Abril 1 129 408 627.09 708.2Mayo 1 129 408 627.09 708.2Junio 1 129 408 627.09 708.2Julio 1 129 408 627.09 708.2Agosto 1 129 408 627.09 708.2Setiembre 1 129 408 627.09 708.2Octubre 1 129 408 627.09 708.2Noviembre 1 129 408 627.09 708.2Diciembre 1 129 408 627.09 708.2Total 13 552 890 627.09 8 498.9 8 498.86Enero 1 129 408 658.95 744.2Febrero 1 129 408 658.95 744.2Marzo 1 129 408 658.95 744.2Abril 1 129 408 658.95 744.2Mayo 1 129 408 658.95 744.2Junio 1 129 408 658.95 744.2Julio 1 129 408 658.95 744.2Agosto 1 129 408 658.95 744.2Setiembre 1 129 408 658.95 744.2Octubre 1 129 408 658.95 744.2Noviembre 1 129 408 658.95 744.2Diciembre 1 129 408 658.95 744.2Total 13 552 890 658.95 8 930.7 8 930.71Enero 1 129 408 692.44 782.0Febrero 1 129 408 692.44 782.0Marzo 1 129 408 692.44 782.0Abril 1 129 408 692.44 782.0Mayo 1 129 408 692.44 782.0Junio 1 129 408 692.44 782.0Julio 1 129 408 692.44 782.0Agosto 1 129 408 692.44 782.0Setiembre 1 129 408 692.44 782.0Octubre 1 129 408 692.44 782.0Noviembre 1 129 408 692.44 782.0Diciembre 1 129 408 692.44 782.0Total 13 552 890 692.44 9 384.5 9 384.51


2010

2011

2012

2013

2014

2015

Detalle de Pagos


Proyección Cuota de ArrendamientoP. H. Cariblanco

Cuadro No 3.15

68

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Operación, Mantenimiento y Comercialización de Generación (1) 34 465.1 41 715.3 45 114.7 43 760.1 42 566.2 45 759.7

Menos:

Utilización centros de servicio (Seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos )(2) 776.4 813.3 867.0 935.9 1 010.4 1 090.7

Total operación, mantenimiento y comercialización 33 688.7 40 902.0 44 247.7 42 824.2 41 555.9 44 669.1

(1) Proyección gastos de operación, mantenimiento y comercialización UEN Producción

(2) Datos escalados base contable de proyección julio 2009-junio 2010 cuenta 931, rubros: seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos en operación

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Gestión Productiva (1) 6 160.5 6 463.6 6 890.4 7 438.2 8 029.5 8 667.9

Menos:

Utilización centros de servicio (Seguros, partidas amortizables y depreciación otros activos ) (2) 53.5 56.1 59.9 64.6 69.7 75.3

Total Gestión Productiva 6 107.0 6 407.4 6 830.5 7 373.6 7 959.8 8 592.6

(1) Proyección gastos de Gestión productiva


2010 2011 2012 2013 2014 2015

Gastos administrativos (1) 9 774.7 10 255.6 10 932.8 11 802.0 12 740.2 13 753.1

Menos:


Total Gestión Productiva 9 671.4 10 147.2 10 817.2 11 677.1 12 605.5 13 607.6

(1) Proyección gastos administrativos


2010 2011 2012 2013 2014 2015

Gastos estudios preliminares (1) 5 005.7 5 252.0 5 598.8 6 043.9 6 524.4 7 043.1

Menos:


Total Estudios preliminares 4 624.5 4 852.0 5 172.4 5 583.6 6 027.5 6 506.6

(1) Proyección gastos estudios preliminares


Sistema de Generación

Fuente :

ICE Sector Electricidad Eliminación del efecto de los centros de servicio por concepto de Seguros, Partidas amortizables

y depreciación de otros activos en operación que afectan a la cuenta Estudios preliminares(Millones de colones)

Detalle

Fuente :


Detalle Sistema de Generación

Fuente :


y depreciación de otros activos en operación que afectan a la cuenta Gastos administrativos(Millones de colones)


y depreciación de otros activos en operación que afectan a la cuenta Gestión productiva


y depreciación de otros activos en operación que afectan a la cuenta de operación, mantenimiento y comercialización(Millones de colones)


Fuente :


4. MERCADO ELÉCTRICO

En el presente apartado se brinda un perfil actual del mercado eléctrico nacional y de las proyecciones de la demanda, con información de la generación eléctrica y consumo de energía eléctrica; además, se incluye la proyección de la demanda de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional.

Un mercado es el conjunto de consumidores potenciales que comparten una necesidad o deseo y que podrán estar dispuestos a satisfacerlo a través del intercambio de otros elementos de valor, o sea, la interacción entre vendedores y compradores al ofrecer y adquirir un producto o servicio.

Por este medio, se pueden conocer los diferentes elementos que conforman el entorno de una empresa, que son indispensables para el cumplimiento de los objetivos que se han establecido previamente.

Todo mercado está sujeto a cambios continuos debido a la intervención de los seres humanos cuyas costumbres, condiciones socioeconómicas, deseos y necesidades, entre otros, influyen constantemente en el consumo de bienes y servicios.

En el caso del Mercado Eléctrico Nacional, éste se puede definir como un proceso mediante el cual las partes que interactúan son las empresas distribuidoras de electricidad, el servicio eléctrico que brindan y sus clientes. El servicio eléctrico tiene como característica principal, el ser continuo y público, lo que obliga a las entidades a llevar a cabo un permanente estudio del entorno que atienden y a elaborar con gran certeza sus proyecciones de demanda de energía eléctrica.

Uno de los aspectos más importantes con respecto a la demanda de electricidad es el manejo de la misma. Esta se ve afectada por la presencia humana y por las decisiones que toman las empresas generadoras y distribuidoras del servicio público de electricidad y autoridades públicas con injerencia en las primeras. Como ejemplo se pueden citar las políticas en materia de tarifas, finanzas, inversiones y consumo energético.

4.1 Situación actual del mercado eléctrico

Generación

El sector eléctrico de Costa Rica, está organizado en torno a las siguientes entidades: el ICE-Sector Electricidad, mediante los sistemas de generación, transmisión y distribución; junto a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL S.A.); la empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH S.A.), la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC); las Cooperativas de Electrificación Rural (COOPEGUANACASTE R.L., COOPELESCA R.L., COOPESANTOS R.L. y COOPEALFARO R.L.), CONELECTRICAS y los generadores privados.

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) es el mayor productor de energía eléctrica donde también participan la CNFL, S.A., las empresas municipales (ESPH S.A. y JASEC S.A.), dos cooperativas (COOPELESCA R.L. y COOPEGUANACASTE R.L.) y generadores privados, los cuales conectan sus plantas a la red de transmisión.

69

Tabla No. 4.1Sistema Eléctrico Nacional

Energía disponible para consumo en MWh (julio 2009 – julio 2010)

Acumulado

Empresa / Fuentes 2010 2009 % crec.%

Participación en 2010

ICE Hidro 2 991 899 3 074 699 -2,69 54,04

ICE Térmico 548 946 290 790 88,78 9,91

ICE Geotérmico 624 391 595 590 4,84 11,28

ICE Eólico 40 503 43 802 -7,53 0,73

BOT Geotérmico 122 567 121 935 0,52 2,21

BOT Hidro 247 101 276 882 -10,76 4,46

BOT Eólico 95 782 79 - 1,73

Otras Empresas Hidro 401 173 403 167 -0,49 7,25

Otras Empresas Biomasa 70 455 -84,62 0,001

Generación Privada 464 149 524 644 -11,53 8,38

Importación 97 233 111 618 -12,89 -

Exportación 52 598 85 103 -38,19 -

Total disponible 5 581 216 5 358 558 4,16 100,00 Fuente: Datos suministrados por Centro de Información – UEN CENCE

La participación del ICE en la generación total del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ha sido relevante a través de los años. A julio 2010 su aporte representó un 76% del total generado por el SEN. De ese porcentaje, la energía obtenida por medio de plantas hidroeléctricas significó un 54,04%. (Ver tabla No. 4.1)

Con respecto a la generación geotérmica (ICE), ésta representó el 11,28% del total generado por el SEN a julio 2010 y la generación de plantas eólicas del ICE un 0,73%. La generación con plantas térmicas también del ICE representó un 9,91% del total generado por el Sistema.

La generación total de las plantas del ICE aumentó a julio 2010 (con respecto a julio 2009). La generación de las plantas hidroeléctricas y eólicas disminuyó a julio 2010, tal como se observa en la tabla No. 4.1

Las Otras Empresas Hidro (CNFL, ESPH, JASEC, COOPEGUANACASTE, COOPELESCA y CONELÉCTRICAS) generaron un 7,25%. A julio 2010, éstas

70

generaron 401 173 MWh, presentando una disminución de 0,49% con respecto a julio 2009.Los proyectos privados contribuyeron con un 8,38% del total de la energía suministrada por el SEN. Su generación hidroeléctrica representó un 5,62% del total generado por el Sistema Eléctrico Nacional. La generación total de los proyectos privados disminuyó 11,53% a julio 2010.

Bajo la modalidad BOT, a julio 2010, se encuentran proyectos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos. Estos proyectos generaron 8,40% del total de la energía eléctrica del SEN. Las plantas hidroeléctricas bajo esta modalidad generaron a julio 2010 un 4,46%.

El total de energía eléctrica disponible para consumo a julio 2010 fue de 5 581 216 MWh, que comparado con el disponible a julio 2009 se observa un aumento de 4,16%.

Distribución de energía eléctrica

La distribución de energía eléctrica en Costa Rica la realizan ocho empresas: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, S.A.), dos empresas de carácter municipal: la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC) y la Empresa de los Servicios Públicos de Heredia (ESPH, S.A.); además cuatro Cooperativas de Electrificación Rural (COOPEGUANACASTE R.L., COOPELESCA R.L., COOPESANTOS R.L. y COOPEALFARO R.L.).

a. Clientes

A julio 2010, el Sistema Eléctrico Nacional sirvió en promedio a 1 446 842 clientes, incrementándose un 2,82% con respecto a julio 2009. Lo anterior se muestra en detalle en la siguiente tabla (No. 4.2.).

A esa misma fecha, del total de clientes un 87% pertenece al sector residencial, el 12,4% al sector general y un 0,6% pertenecía al sector industrial.


Número promedio de clientes (julio 2009 – julio 2010)

Acumulado

Sector 2010 2009 % crec.

Residencial 1 257 646 1 224 500 2,71

General 180 017 173 116 3,99

Industrial Menor 9 147 9 526 -3,98

Grandes Industrias 27 28 -3,57

Alta Tensión 5 4 25,00

TOTAL* 1 446 842 1 407 174 2,82

71

* Promedio acumulado Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria-Finanzas

b. Consumo

El consumo total de la energía eléctrica del país a julio 2010 fue de 4 988 243 GWh, representando un aumento con respecto a julio 2009 de 4,72%.

El desglose correspondiente al consumo de energía eléctrica, por sector de consumo, se detalla en la siguiente tabla:


Ventas de energía eléctrica por sector de consumo (MWh)(julio 2009 – julio 2010)

Acumulado


Residencial 1 964 864 1 929 332 1,84

General 1 663 476 1 545 919 7,60

Industrial Menor 781 027 735 215 6,23

Grandes Industrias 292 421 271 868 7,56

Alta Tensión 168 837 165 916 1,76

Alumbrado Público 117 618 115 064 2,22

TOTAL 4 988 243 4 763 313 4,72 Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria-Finanzas

De julio 2009 a julio 2010, el consumo de energía eléctrica del sector residencial aumentó 1,84%. El consumo del sector general aumentó 7,60% y el consumo del sector industrial total aumentó 5,91%.

El sector industrial (Industrial Menor + Grandes Industrias + Alta Tensión) aumentó su consumo de energía eléctrica. El sector industrial menor aumentó su consumo eléctrico un 6,23%, el sector de Grandes Industrias aumentó su consumo eléctrico un 7,56%. Y el sector de alta tensión también aumentó su consumo eléctrico 1,76%.

Como puede apreciarse en la tabla 4.4, el sector residencial absorbió gran parte del total de la energía eléctrica consumida en el país (39,39%). El sector general consumió 1 663 GWh, lo que representó un 33,35% del total de energía eléctrica suministrada por el Sistema Eléctrico Nacional a julio 2010 y el industrial total consumió un 24,90%.El sistema de alumbrado público prácticamente se ha mantenido constante en los últimos años.

72


Distribución porcentual de las ventas de energía Eléctrica por sector de consumo

(julio 2009 – julio 2010)Acumulado

Sector 2010 2009 variación porcentual

Residencial 39,39 40,50 -1,11

General 33,35 32,45 0,90

Industrial Menor 15,66 15,43 0,23

Grandes Industrias 5,86 5,71 0,15

Alta Tensión 3,38 3,48 -0,10

Alumbrado Público 2,36 2,42 -0,06

TOTAL 100,00 100,00 - Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria-Finanzas

Como lo muestra la tabla anterior, la variación de la distribución porcentual de las ventas de energía eléctrica a julio 2010 fue muy poca. En el sector residencial, la variación de la distribución porcentual a julio 2010 con respecto a julio 2009 fue negativa, así como el sector de alta tensión y alumbrado público.

La tabla siguiente muestra el consumo promedio mensual de electricidad por cliente de acuerdo al sector de consumo que pertenezca. Datos a julio 2009 y a julio 2010.


Consumo promedio mensual de energía eléctrica por cliente(kWh/cliente/mes) por sector de consumo

(julio 2009 – julio 2010)Acumulado – datos redondeados


Residencial 223 225 -0,89

General 1 320 1 276 3,45

Industrial Menor 12 198 11 026 10,63

Grandes Industrias 1 547 201 1 387 082 11,54

Alta Tensión 4 823 914 5 925 571 -18,59

TOTAL 493 484 1,86 Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria-Finanzas

73

El consumo promedio mensual total de energía eléctrica a julio 2010 fue de 493 kWh por mes, mientras que a esta misma fecha pero del 2009, fue de 484 kWh por mes, lo que significó un aumento de 1,86%.


Ventas de energía eléctrica por empresa distribuidora(julio 2009 – julio 2010)

Acumulado

Empresa 2010 2009 % crec.

ICE 1 987 985 1 871 841 6,20

CNFL 1 927 150 1 872 545 2,92

ESPH 294 058 272 731 7,82

JASEC 285 025 270 097 5,53

COOPEGUANACASTE 211 841 203 971 3,86

COOPELESCA 204 081 194 854 4,74

COOPESANTOS 65 279 65 162 0,18

COOPEALFARO 12 826 12 113 5,89

TOTAL 4 988 245 4 763 313 4,72 Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria-Finanzas

Tal y como se muestra en la tabla anterior (a julio 2010), el consumo eléctrico de los clientes de todas las empresas distribuidoras aumentó con respecto al consumo eléctrico a julio 2009.

El consumo eléctrico de los clientes de ESPH, S.A. fue el que más aumentó (7,82%), le sigue el ICE con un aumento de 6,20% y COOPEALFARO R.L con un aumento de 5,89%. El consumo eléctrico de los clientes de COOPESANTOS R.L. fue el que menos aumentó (0,18%) a julio 2010.

Al analizar los datos de la tabla 4.7, se observa que tanto el ICE como la CNFL, SA, son las empresas de mayor participación en lo que se refiere a las ventas de energía eléctrica.


Distribución porcentual de ventas de energía eléctrica por empresa distribuidora

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(julio 2009 – julio 2010)Acumulado

Empresa 2010 2009 Variación porcentual

ICE 39,85 39,30 0,55

CNFL 38,63 39,31 -0,68

ESPH 5,90 5,73 0,17

JASEC 5,71 5,67 0,04

COOPEGUANACASTE 4,25 4,28 -0,03

COOPELESCA 4,09 4,09 0,00

COOPESANTOS 1,31 1,37 -0,06

COOPEALFARO 0,26 0,25 0,01

TOTAL 100,00 100,00 - Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria-Finanzas

Con base en los datos de la tabla anterior se observa que el ICE y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, vendieron a julio 2010 un 78,48% de la energía eléctrica consumida en el país.

Los clientes de las empresas municipales ESPH, S.A. y JASEC consumieron a julio 2010 un 11,61% del total de la energía eléctrica y los clientes de las Cooperativas de Electrificación Rural un 9,91%.

Es importante señalar que la participación de las empresas en las ventas de energía eléctrica se ha mantenido en los últimos años y las variantes que se han presentado han sido muy pequeñas.

4.2 Proyecciones de demanda

4.2.1 Importancia de las proyecciones

La proyección de la demanda de energía eléctrica es la base para la planificación de la expansión del Sistema Eléctrico Nacional, y es el soporte para determinar los requerimientos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Es de esperar que la adecuada proyección de la demanda de energía eléctrica contribuya a que las empresas distribuidoras de electricidad planifiquen los recursos necesarios para brindar este servicio público de manera oportuna y eficiente.

Las proyecciones de la demanda de energía inciden directamente en el planeamiento de acciones propias del sector de energía, tales como inversiones, tarifas, planes de expansión, proyectos de transmisión y personal que garanticen el suministro óptimo de energía eléctrica.

75

Dada su relevancia, el ICE implementó a partir del año 2003 un modelo de proyecciones de demanda cuya metodología y resultados se exponen a continuación. 5

4.2.2 Metodología para las proyecciones de la demanda de energía eléctrica

Introducción

La estimación de las funciones de la demanda de energía eléctrica comprende dos fases: en la primera se especifican las funciones y en la segunda se procede al proceso de estimación propiamente dicho.

La especificación de las funciones de demanda se basa en la teoría económica de la demanda y en las consideraciones prácticas de obtener la información requerida.

El proceso de estimación, definida la especificación de las funciones, es decir, su forma y las variables que intervienen, se convierte en un ejercicio econométrico, que busca utilizar las mejores técnicas para lograr unos estimadores insesgados, eficientes y consistentes.

Es importante señalar que uno de los objetivos de la econometría consiste en especificar y estimar un modelo de relación entre variables económicas. Así la econometría parte de una teoría económica y trata de contrastarla aplicando unos determinantes métodos estadísticos a los datos.

Valavanis dice “la misión del econometría es la de expresar las Teorías Económicas en términos matemáticos para verificarlas por Métodos Estadísticos y para medir el impacto de una variable sobre otras, así como poder predecir los sucesos futuros o aconsejar la política económica que debe seguirse cuando se desea un resultado determinado”.

La definición anterior permite enumerar las diferentes fases o etapas del método econométrico: la especificación, consiste en plantear un modelo basado de la Teoría Económica, la estimación, consiste en estimar los parámetros del modelo especificado utilizando la Estadística y la validación, consiste en comprobar si las estimaciones de los parámetros satisfacen las condiciones impuestas por la Teoría Económica y se contrastan si se cumplen las hipótesis de partida del modelo econométrico.

5

76

En las últimas décadas el avance de la econometría y sobre todo su uso en los estudios económicos, se ha incrementado de forma impresionante. Es así como han surgido un gran número de estimadores, pruebas y procedimientos de diagnóstico, muchos de los cuales ya se encuentran implementados en paquetes econométricos tales como EVIEWS, que fue el software con el cual se realizaron las estimaciones y las pruebas estadísticas, para el modelo desarrollado por el Ing. Diego Otero, consultor del BID, mediante la consultoría “Modelos de Proyección de la Demanda, contemplada en el Uso Racional de Energía del Desarrollo eléctrico III”, marzo 2001.

Modelo de proyecciones de la demanda de energía eléctrica en Costa Rica

La base teórica para la estimación de las funciones de la demanda de energía eléctrica es la teoría microeconómica de la demanda que dice que la demanda de un bien es una función del precio del bien (P), de una variable ingreso (Y), del precio del sustituto (Ps) y de otras variables relevantes(X). Funcionalmente,

D= f (P, Y, Ps, X)

El modelo utilizado para proyectar las ventas de energía eléctrica de Costa Rica para el período 2010-2033, es de tipo econométrico y desarrollado por el consultor Ing. Diego Otero Prado, el cual combina el corto y el largo plazo y se construyó con información del período 1983-2001.

Para el desarrollo de este modelo se utilizó la teoría de la cointegración, la cual permite estimar dos ecuaciones: la de cointegración y la de corrección de errores. En general se llegó al modelo de cointegración pero hubo excepción en unas pocas funciones de ventas, definiéndose en su lugar ecuaciones dinámicas, es decir, ecuaciones que no incluyen el error de corrección Z (t-1).

El modelo de ventas de energía eléctrica utilizado, está compuesto por dos grupos de modelos: para el nivel nacional por sector de consumo y la demanda máxima.

Se hizo uso de información solamente de los años 1983 a 2001 por razón de los cambios que se produjeron en las metodologías para construir las cuentas nacionales y el nuevo IPC, que no son compatibles con las que se venían llevando. Lo que tiene que ver con el PIB y los valores agregados las nuevas cifras solamente existen desde 1983.

Las etapas que se realizaron para llevar a cabo el nuevo modelo econométrico son las siguientes:

1. Construcción de un modelo de ventas nacionales2. Construcción de modelos de ventas sectoriales3. Desagregación por empresas4. Cálculo de la demanda máxima5. Desagregación por subestaciones

77

De acuerdo con los análisis realizados sobre los modelos y la información disponible, se descartó el uso de variables de difícil consecución y confiabilidad, tal como los precios de los electrodomésticos.

Igualmente, no se estiman ecuaciones por cliente, excepto para el sector residencial. Lo anterior por cuanto, las ventas por cliente en otros sectores no es lo usual debido a la gran variabilidad en el consumo por empresa, lo que no ocurre con los clientes residenciales que mantienen cierta uniformidad o una varianza menor con respecto al consumo promedio.

Desde un punto de vista metodológico se siguieron los siguientes pasos:

1) Análisis de las series para establecer sin son estacionarias.2) Determinar si se aplica la teoría de la cointegración, con lo cual se estimaría la

ecuación de corrección de errores-ECM.3) Si no se aplica la teoría de la cointegración, se continúa con una especificación

general dinámica, siguiendo el procedimiento de Hendry.

4.2.3 Modelos de ventas nacionales por sector de consumo

Modelo de ventas de energía eléctrica del sector residencial

Se partió de considerar dos alternativas: una función de ventas por cliente y otra de ventas totales.

La función de ventas por cliente que se estimó fue la siguiente:

LVEERCLR = F (PIBCAP, LPEERC, LPLPGRC, TH)

Donde:

PIBCAP pib per capitaLPEERC logaritmo precio electricidad sector residencialLPLPGRC logaritmo precio LPG sector residencialTH tamaño del hogar

Sin embargo, esta alternativa dio resultados estadísticos muy pobres, con ajustes inferiores a 0.60, por lo cual se descartó y el esfuerzo se concentró en estimar una ecuación de las ventas totales y de modelar la variable clientes residenciales.

Se inició el proceso con una función de las ventas residenciales dependiente del PIB, los clientes residenciales, el precio de la energía eléctrica, el tamaño del hogar y el precio del LPG, pero los diferentes cálculos mostraron que el PIB y el precio del LPG no eran significantes. Los clientes y el precio de la energía eléctrica se constituyeron en los factores que explican las ventas del sector residencial.

78

Por tanto, el modelo final quedó determinado de la siguiente manera:

VENTAS RESIDENCIAL = F (CLIENTES, PRECIO, DUMMY)

Donde:Clientes clientes residencialesPrecio precio electricidad sector residencialDummy variable para incorporar cambios en tendencia

Las elasticidades determinadas por el modelo6 fueron: Clientes residenciales 0.99Precio electricidad sector residencial -0.12

Modelo de ventas de energía eléctrica del sector general

Como se manifestó en varias oportunidades, lo ideal sería separar el sector general en comercio y restaurantes, servicios y gobierno, pero dificultades en la información impiden llevar a cabo este propósito para el corto plazo, por lo menos para tener series confiables del pasado. Seguramente esto solo será posible para el futuro.

En principio, las ventas se supusieron una función del valor agregado del sector comercio restringido (VAC) o ampliado (VACA) que incluye servicios comunales, sociales y personales, gobierno general, transporte y comunicaciones, construcción, electricidad, gas y agua y actividades inmobiliarias, de los precios de la energía eléctrica y el LPG y de la población total o urbana.

En ninguna especificación la población y el PIB eran relevantes simultáneamente. Se decidió por la especificación que incluía la población, el precio de la energía eléctrica y el precio del LPG, aunque manteniendo en reserva la ecuación con la variable económica del valor agregado del sector comercio ampliado. El análisis de la gráfica de las ventas mostró la necesidad de incluir una variable dummy para tomar en cuenta los cambios en la tendencia, especialmente en los años 1991 y 1992.

Aunque este sistema de dos ecuaciones muestra ajuste y propiedades apropiadas, al simular las proyecciones, el crecimiento promedio de las ventas en el período de 25 años del 2002 al 2026 no dio superior a 3.5%, lo cual no parece compatible con las tasas para la industria. Este resultado está afectado por la variable población, cuyo crecimiento tiende a estar en el tiempo por debajo de 2%, y la ausencia de una variable económica que refleje mejor el comportamiento de la economía y por lo tanto, de la demanda.

6

79

En estas circunstancias, se decidió adoptar una especificación en que aparezca el valor agregado del comercio ampliado, además en esta especificación desaparece el precio del LPG. En realidad, las encuestas de uso de energía del sector comercio muestran que la utilización del LPG no es muy grande, de ahí que no deba preocupar la ausencia de esta variable.

Por tanto el modelo final quedó determinado de la siguiente manera:

VENTAS GENERAL = F (PRECIO, VACA, DUMMY)

Donde: Precio precio electricidad sector general

Vaca valor agregado comercial ampliadoDummy variable para incorporar cambios en tendencia

Las elasticidades determinadas por el modelo fueron: VACA 1.13Precio electricidad sector general -0.42

Modelo de ventas de energía eléctrica de las grandes industrias

Para la gran industria se corrió inicialmente una especificación en que las ventas dependían del valor agregado de la industria restringido (VAI) o ampliado con la agricultura, silvicultura y pesca (VAIA), el precio de la energía eléctrica, el precio del LPG y de una variable dummy para explicar cambios en algunos años, especialmente los últimos.

De las diferentes pruebas realizadas se descartó el precio del LPG y en cuanto al valor agregado de la industria ampliado se optó inicialmente por el valor agregado de solamente la industria porque la ecuación daba con mejores propiedades.

Se determinó, asimismo, incluir dos variables dummy para considerar los cambios de tendencia en la serie.


VENTAS GDES INDUSTRIAS = F (VAIA, PRECIO, DUMMY)

Donde:Vaia valor agregado industrial ampliadoPrecio precio electricidad sector gdes industriasDummy variable para incorporar cambios en tendencia

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Las elasticidades determinadas por el modelo fueron: VAIA 1.21Precio electricidad sector grandes industrias -0.49

Modelo de ventas de energía eléctrica del sector industrial menor

Para la industria menor se obtuvo que las ventas son una función del VAI y del precio de la energía eléctrica, pero dado que el signo de este es positivo, la ecuación se reduce a una ecuación con solamente el valor agregado y dos variables dummy para incorporar los cambios de tendencia.


VENTAS INDUST. MENOR = F (VAI, DUMMY)

Donde:Vai valor agregado industrialDummy variable para incorporar cambios en tendencia

Las elasticidades determinadas por el modelo fueron: VAI 1.02

Modelo de ventas de alumbrado público

Lo primero que hay que observar es el dato atípico de 1992, explicado en su mayoría por un ajuste en la facturación de la CNFL en ese año, por lo cual se suavizó con el promedio de los años 1991 y 1992.

De las diferentes especificaciones y estimaciones se concluye que el signo del coeficiente del precio es positivo, razón por la cual no se considera. En esta forma, el número de clientes se convierte en la única variable explicativa, lo cual es razonable porque existe una relación entre alumbrado público y número de clientes, ya que a mayor número de usuarios, que implica nuevas residencias, ediciones, fábricas, comercios, hay necesidad de ampliar el alumbrado público.


VENTAS ALUMBRADO PÚBLICO = F (CLIENTES, DUMMY)

Donde:

Clientes clientes totales del SENDummy variable para incorporar cambios en tendencia

81

Las elasticidades determinadas por el modelo fueron: Clientes SEN 0.70

4.2.4 Variables económicas utilizadas

Acorde con las recomendaciones metodológicas para proyecciones de la demanda de energía eléctrica la incidencia de las variables económicas es importante.

Las variables económicas (VAI, VAIA y VACA) tienen un papel importante, ya que la evolución de la actividad económica juega un rol significativo en la demanda de energía eléctrica, específicamente en la industria, el sector general y en las ventas totales.

Estas variables son determinantes de los modelos de demanda de energía eléctrica. Un buen acierto en las proyecciones dependerá de qué tan acertados son los supuestos sobre los cambios de los valores agregado industrial y comercial.

Para la proyección de estas variables se hace un análisis de la tendencia histórica del comportamiento de estos indicadores, considerando además las principales políticas económicas tomadas para incentivar el desarrollo de la actividad productiva.

Asimismo para efectos de proyección de las variables VACA, VAIA y VAI se hace un recuento de lo acontecido en la economía nacional durante el último año. Para proyectar las variables VACA, VAIA y VAI, se utilizan las realizadas por el Banco Central de Costa Rica (BCCR), además se consideran los pesos relativos del VAI, VAIA y VACA, así como diferentes modelos de proyección estadísticos.

Para el caso de las proyecciones de demanda de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, se realizó además un análisis del comportamiento de la economía nacional, de las ventas de energía eléctrica en el 2009 y de los primeros meses del año 2010, razón por la cual los valores de esta variables son ligeramente diferentes a los pronosticados por el Banco Central de Costa Rica.

El conocer estos indicadores permite medir la evolución que podrían tener las ventas de energía eléctrica en el corto plazo y de esta forma tomar medidas que aseguren la suficiencia financiera de la institución.

Para el pronóstico de estas variables también es importante conocer la tendencia del consumo de energía eléctrica de los sectores industrial y comercial en el sector eléctrico ya que los ingresos generados por estos sectores se reflejan en las finanzas de la institución. Una contracción de estos sectores podría reflejarse en las ventas del ICE y por lo tanto, en una reducción del ingreso afectando la utilidad y el rédito para el desarrollo necesario para la expansión del Sistema Eléctrico.

Seguidamente se presentan las proyecciones de las tasas de crecimiento del VAIA, del VACA y del VAI, para el período 2010-2033, valores utilizados en el modelo de proyecciones de demanda de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional desarrollado en el 2003 por el Ing. Diego Otero.

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VAIA:2010-2013 3,0%2014-2033 3,9%

VAI:2010-2013 3,0%2014-2033 3,9%

VACA:2010-2011 4,5%2012-2024 5,0%2025-2033 5,5%

En el año 2009, la crisis financiera internacional impactó la economía costarricense tanto en el sector monetario y financiero como en el sector real. La recesión de la economía mundial redujo los flujos de capitales tanto de inversiones financieras realizadas en la economía como en las inversiones de capital por concepto de inversión extranjera directa.

La crisis internacional se trasmitió a Costa Rica vía comercio internacional y a través de flujos de capital lo que produjo una importante contracción del crédito y una desaceleración de las exportaciones.

La tasa de crecimiento de la producción real ha ido disminuyendo en los últimos años. Según datos del Banco Central de Costa Rica, en el 2007 el Producto Interno Bruto (PIB) creció un 7,3%, en el 2008 bajó a un 2,9% y en el 2009 la economía costarricense decreció 1,3%, debido a la desaceleración del comercio, la construcción y la menor inversión extranjera.

Los sectores más afectados en el 2009 son los que están ligados directa e indirectamente a la actividad económica como el agropecuario y manufacturero (la industria manufacturera es la actividad más grande de la economía), hoteles y la construcción relacionada con la inversión extranjera directa. La caída de la producción industrial influyó en la menor actividad de las empresas ubicadas en zona franca, así como las empresas que fabrican materiales para construcción.

En el 2009, el sector que más se vio afectado fue la industria manufacturera. El descenso en las ventas de textiles y los efectos causados por bajas en las industrias relacionadas con productos de construcción tales como: cables eléctricos, barras o láminas de hierro y materiales eléctricos, son algunos factores que explican la reducción en esta industria.

Otro de los principales sectores afectados es la construcción. Durante el 2009 se presentaron índices negativos de inversión privada en construcción. Las inversiones en zonas costeras se frenaron con la caída de los ingresos de los extranjeros con intenciones de invertir en el país.

En el sector agropecuario la producción de banano disminuyó por factores climáticos, la producción de café lo hizo por los altos costos de producción, efectos del clima y

83

enfermedades y la del melón por altos costos de producción y una menor demanda externa. Esta disminución fue compensada levemente por la mayor producción de arroz y frijoles.

En la baja en el comercio, que es el sector más importante en empleo (para este rubro labora uno de cada cinco trabajadores, casi 366.000 personas), influye la baja en las ventas de vehículos, de insumos para la construcción y de aparatos eléctricos para el hogar.

La disminución de la producción fue resultado principalmente de la recesión de la economía estadounidense, el principal mercado de los productos ticos y al mayor deterioro en el mercado interno. Como se mencionó arriba, las actividades más golpeadas son manufactura y agropecuario. En este último sector, ha habido una reducción de las exportaciones de productos como el banano debido a problemas climáticos. Otros sectores contraídos son el comercio, restaurantes y hoteles.

En el sector de energía eléctrica en el 2009, el crecimiento de las ventas de energía eléctrica fue negativo (-1,3%). La tasa de crecimiento ha venido disminuyendo; en el 2006 fue de 6,1%, en el 2007 fue de 4,6% y en el 2008 fue de 2,3%. Sin embargo, a julio 2010 se recupera con un crecimiento de las ventas de energía eléctrica de 4,7%.

El año 2010 se perfila como el año de la recuperación de la producción y la consolidación de la estabilidad macroeconómica.

Los sectores más dinámicos serían la industria de alta tecnología, el sector médico, algunas actividades agrícolas no tradicionales, los servicios internacionales, las telecomunicaciones, los seguros, así como el sector electricidad.

La recuperación tardará más en sectores como la construcción, el comercio y el turismo. En general, los sectores productivos se recuperarán pero su crecimiento en los próximos dos años estará por debajo del nivel observado en los mejores años (2003-2007).

La evolución de la demanda de energía eléctrica ha sido fluctuante, influenciada en gran parte por el comportamiento de la economía.

Con la información anterior en el Cuadro 4.1, se presentan los resultados de las proyecciones de las ventas de energía eléctrica por sector de consumo para los años 2010-2033.

Bajo el modelo desarrollado por Ing. Diego Otero, se proyectó un crecimiento de las ventas de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional de 5,2% en promedio para el período.

Para el año 2010, se proyectó un crecimiento en las ventas de energía eléctrica de demanda de energía eléctrica de 3% y para el 2011 se espera sea de 3,2%. Para el 2012 se proyecto un crecimiento de las ventas de 4,7% y para el 2013 se proyecta un crecimiento mayor (de 4,8%).

Para los años 2014 y 2015, se proyectó bajo este modelo crecimientos de las ventas de energía eléctrica del SEN de 5% y 5,1% respectivamente.

84

4.3 Estimación de ingresos

4.3.1 Metodología para estimar las ventas de energía eléctrica (MWh)

Introducción

El comportamiento histórico de las ventas mensuales de energía eléctrica en un período no mayor a los cinco años (corto plazo), permite utilizar los métodos de series de tiempo para proyecciones, pues a través de estos es posible modelar el comportamiento histórico de las ventas y extrapolarlo.

El método de series de tiempo logra recoger el comportamiento cíclico y tendencial de cada empresa, el cual para las proyecciones mensuales de ingresos es indispensable de considerar pues se tienen meses en los cuales hay mayor consumo de electricidad y otros con menor, siempre con una tendencia creciente a lo largo del año.

En este sentido es importante mencionar, la imposibilidad técnica del uso de modelos econométricos mensuales en el corto plazo; los modelos de este tipo toman en cuenta la incidencia de otras variables sobre el consumo de energía eléctrica (precio, PIB, VAC, clientes, etc.), las cuales para el caso costarricense únicamente se disponen a nivel nacional y anual.

En los modelos econométricos, por la naturaleza de las variables utilizadas es muy difícil desagregar la proyección nacional por sector de consumo, luego por empresa distribuidora y finalmente por tarifa, por lo que generalmente ocurren inconsistencias cuando se quiere analizar una tarifa específica. Las variaciones de corto plazo como la migración de los clientes de una determinada empresa entre tarifas, el pronóstico de la generación propia de cada empresa en el corto plazo que modifican las compras de energía eléctrica al Sistema de Generación son cambios que difícilmente son recogidas por un modelo econométrico y precisamente para el corto plazo es cuando se deben hacer las estimaciones de ingresos para solicitar revisiones en las tarifas.

Adicionalmente, para el caso de las proyecciones de ingresos del ICE, se requiere que el análisis de las ventas de energía eléctrica se realice por tipo de tarifa, y para ello es necesario tomar en cuenta las migraciones de clientes entre las tarifas general e industrial, lo cual un modelo tendencial mensual puede reflejar este comportamiento y a través del análisis individual de cada tarifa proyectar la tendencia futura.

a) Empresas distribuidoras

Para cada empresa distribuidora se tomaron las estadísticas mensuales de las ventas de energía eléctrica totales, a consumidores directos, desde enero 1994 hasta julio 2010. Utilizando el software Eviews, se analizó el comportamiento de cada serie histórica y se le aplicó el método de suavizamiento exponencial para encontrar el modelo de mejor ajuste, es decir, aquel cuyo error estándar es mínimo, y se realizaron las proyecciones de las ventas a sus clientes hasta diciembre 2015.

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A continuación en la tabla No. 4.8 se detallan los valores de los coeficientes y del error para cada caso que permiten estimar las ventas de energía eléctrica de cada empresa para el período de interés. Se adjuntan las salidas de Eviews (Cuadro 4.2).

Tabla No. 4.8Coeficientes de cada modelo y error medio

Empresa Modelo Alfa Beta Gamma RMSECNFL Aditivo de

Winters 0,46 0 0 2998,466ESPH Aditivo de

Winters 0,39 0 0 808,95JASEC Aditivo de

Winters 0,24 0 0 855,4908

COOPEGUANACASTE Aditivo deWinters 0,11 0,16 0,4401 831,1073

COOPELESCA Aditivo deWinters 0,23 0 0,29 625,0254

COOPESANTOS Aditivo deWinters 0,56 0 0 312,5050

COOPEALFARO Aditivo deWinters 0,16 0 0 47,78336

Para cada empresa distribuidora se realizó el análisis de las ventas mensuales totales a consumidores directos estimadas por el Eviews del Cuadro 4.2. Tomando en cuenta el panorama económico a futuro que estiman los expertos nacionales en este campo, se realizaron los ajustes mensuales a las estimaciones, utilizando un factor de corrección calculado como la diferencia entre el crecimiento anual estimado por el Eviews menos el crecimiento anual esperado a juicio del experto en series de tiempo. (ver Cuadro 4.3).

Utilizando el balance de pérdidas del año 2009 y consulta a personeros de las empresas distribuidoras se calcularon las pérdidas mensuales. (en el Cuadro 4.4 se detallan los resultados).

Los datos de generación propia mensual se tomaron del “Balance de generación cuantil 75% - año seco –por planta (setiembre 2010 – diciembre 2015)” elaborado por la UEN Centro Control de Energía (CENCE) (en el Cuadro 4.4 se detallan los datos).

Para el caso de CONELECTRICAS con base en las proyecciones de generación del “Balance de generación cuantil 75% - año seco- por planta (setiembre 2010 – diciembre 2015” elaboradas por CENCE, se distribuyó la generación mensual estimada por CENCE, acorde con los distribución relativa para cada cooperativa, que suministraron los personeros del COOPELESCA R.L. (en el Cuadro 4.4 se detallan los resultados)

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COOPELESCA COOPEGUANACASTE COOPESANTOS COOPEALFARO

0.4468 0.3308 0.1806 0.0418

Para obtener las compras de energía eléctrica: a las ventas mensuales de energía eléctrica se le sumaron las pérdidas y se restó la generación propia (en el Cuadro 4.4 se detallan los resultados).

b) Clientes ICE (distribución)

Para cada sector de consumo a saber: residencial, general, industrial menor, grandes industrias se tomaron las estadísticas mensuales de las ventas de energía eléctrica, desde enero 1994 hasta julio 2010. Utilizando el software Eviews se analizó el comportamiento de cada serie histórica y se le aplicó el método de suavizamiento exponencial para encontrar el modelo de mejor ajuste, es decir, aquel cuyo error estándar es mínimo, y se realizaron las proyecciones de las ventas por sector hasta diciembre 2015.

A continuación en la tabla No. 4.9 se detallan los valores de los coeficientes y del error para cada caso que permiten estimar las ventas de energía eléctrica de cada sector de consumo para el período de interés. Se adjuntan las salidas de Eviews (Cuadro 4.5).


SECTOR CONSUMO Modelo Alfa Beta Gamma RMSE

RESIDENCIAL Aditivo deWinters 0,44 0 0,5001 1283,336

GENERAL Aditivo deWinters 0,71 0 0 1021,668

INDUSTRIAL MENOR

Aditivo de Winters 0,76 0 0 1510,982

GRANDES INDUSTRIAS

Aditivo de Winters 0,82 0 0 1305,526

87

Para cada sector de consumo se realizó el análisis de las ventas mensuales estimadas por el Eviews. Tomando en cuenta el comportamiento histórico y el panorama económico a futuro que estiman los expertos nacionales en este campo, se realizaron los ajustes mensuales a las estimaciones, utilizando un factor de corrección calculado como la diferencia entre el crecimiento anual estimado por el Eviews menos el crecimiento anual esperado a juicio del experto en series de tiempo. (ver Cuadro 4.6).

Con base en datos reales de agosto 2009 a julio 2010 se calculó el peso relativo mensual de cada tarifa respecto al sector de consumo a que corresponde. (ver Cuadro 4.7).

Con base en el peso relativo real de cada tarifa respecto al sector de consumo correspondiente del Cuadro 4.7 se distribuyeron las ventas mensuales proyectadas de cada sector de consumo en cada una de las tarifas hasta diciembre 2015 (en el Cuadro 4.8 se detallan los resultados).

c) Clientes ICE (Alta Tensión)

Para cada una de las empresas en Alta Tensión (AT): Intel, Cemex, Alunasa y Holcim se tomaron las estadísticas mensuales de las ventas de energía eléctrica, desde enero 1998 hasta julio 2010. Utilizando el software Eviews se analizó el comportamiento de cada serie histórica y se le aplicó el método de suavizamiento exponencial para encontrar el modelo de mejor ajuste, es decir, aquel cuyo error estándar es mínimo, y se realizaron las proyecciones de las ventas por sector hasta diciembre 2015.

A continuación en la tabla No. 4.10 se detallan los valores de los coeficientes y del error para cada caso que permiten estimar las ventas de energía eléctrica de cada empresa en AT para el período de interés. Se adjuntan las salidas de Eviews (Cuadro 4.9).


INDUSTRIA Modelo Alfa Beta Gamma RMSE

INTEL Aditivo deWinters 0,70 0 0 527639

CEMEX Aditivo deWinters 0,19 0 0,5001 1006307

ALUNASA Aditivo deWinters 0,25 0 0 126447,1

HOLCIM Aditivo deWinters 0,17 0 0,5001 804581,9

Para cada industria se realizó el análisis de las ventas mensuales estimadas por el Eviews. Tomando en cuenta el comportamiento histórico y el panorama económico a futuro que estiman los expertos nacionales en este campo, se realizaron los

88

ajustes mensuales a las estimaciones, utilizando un factor de corrección calculado como la diferencia entre el crecimiento anual estimado por el Eviews menos el crecimiento anual esperado a juicio del experto en series de tiempo. (ver Cuadro 4.10).

Para el caso de las compras del Viejo y Planta Eólica Guanacaste, al no disponer de información histórica necesaria para modelar a través del Eviews, pues el viejo realiza compras estacionales, es decir en algunos meses del año no compra energía eléctrica al ICE y para la Planta Eólica Guanacaste se dispone de información a partir de julio 2009 se debió aplicar otra metodología para estimar las compras en el período de interés, el cual se describe a continuación:

o Para el caso del Viejo se realizó el análisis de las generación y compras mensuales realizadas durante los períodos de compra de julio 2009 a julio 2010, obteniéndose un promedio de 0,0031549, el cual se le aplicó a la generación mensual proyectada en el “Balance de generación cuantil 75% - año seco –por planta (setiembre 2010 – diciembre 2015)” elaborado por la UEN Centro Control de Energía. (ver Cuadro 4.11)

o Para el caso de la Planta Eólica Guanacaste se realizó el análisis de las generación y compras mensuales realizadas durante los períodos a partir de julio de 2009 hasta julio 2010, obteniéndose un promedio de 0,00237224, el cual se le aplicó a la generación mensual proyectada en el “Balance de generación cuantil 75% - año seco –por planta (setiembre 2010 – diciembre 2015)” elaborado por la UEN Centro Control de Energía. (ver Cuadro 4.11)

En la tabla No. 4.11 se muestra las ventas totales del del ICE en MWh bajo el Modelo Tendencial Analítico del 2010 al 2015 y las tasas de crecimiento de cada uno de los años.

Tabla No. 4.11INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD

Ventas a consumidores directos y empresas distribuidoras (MWh)

Modelo Tendencial – Analítico2010 – 2015 (*)

AÑO MWh Crec. %

2010*

2011

2012

2013

2014

2015

8 103 815

8 363 662

8 663 516

8 895 187

9 012 033

9 438 495

1,58

3,21

3,59

2,67

1,31

4,7

*Datos reales a julio 2010.

89

4.3.2 Metodología para calcular la energía y potencia a facturar

Para calcular la energía y potencia que corresponde facturar en cada tarifa del Sistema de Generación, se utilizan los registros hasta julio 2010 y la proyección de ventas mensuales de energía de agosto 2010 a diciembre 2015, basada en los registros mensuales de enero 1994 a julio 2010.

A continuación se detalla la metodología usada en el Sistema de Generación.

1. Ventas a Empresas Distribuidoras y usuarios directos del servicio de Generación del ICE

La estimación del total de energía que venderá este Sistema en cada tarifa en los próximos años se obtiene del cuadro No.4.4. La distribución de esa energía en los periodos horario (punta, valle y nocturno), se presenta a continuación:

Porcentaje promedio de la energía vendida en punta:

Para calcular el promedio de la energía vendida en punta a cada cliente, se suma la energía vendida al cliente en el periodo de punta en los primeros siete meses del año 2010 y se divide entre la energía total vendida a ese cliente en el mismo periodo.

% Ep = ∑ 7 i=1 Ep ∑7

i=1 Et

% Ep = Porcentaje de energía vendida en puntaEp = Energía en punta vendida al cliente en los primeros 7 meses del año 2010Et = Energía total vendida al cliente en los primeros 7 meses del 2010

Para determinar el porcentaje promedio de la energía vendida al cliente en los otros dos periodos, se usa la misma fórmula pero con la energía vendida en valle o en el nocturno, según sea el caso.

Porcentaje promedio de la potencia vendida en punta:

Para calcular ese promedio de cada cliente, se suma la potencia vendida en el periodo de punta de los primeros siete meses del año 2010 y se divide entre la energía total vendida en ese periodo.

% Pp = ∑ 7 i=1 Pp ∑7

i=1 Et

% Pp = Porcentaje promedio de la potencia vendida en puntaPp = Potencia en punta vendida al cliente en los primeros 7 meses del año 2010Et = Energía total vendida al cliente en los primeros 7 meses del 2010

90

Para determinar el porcentaje promedio de la potencia vendida al cliente en los otros dos periodos, se usa la misma fórmula pero con la potencia vendida en valle o en el nocturno, según sea el caso.

Estimación de la energía y potencia mensual por periodo horario

Se debe estimar lo que cada cliente del Sistema de Generación comprará de energía y potencia en cada periodo horario. Para obtener esa energía y potencia en cada periodo horario, se multiplica el porcentaje promedio de potencia o energía del periodo, por el total de energía estimado para ese mes que se encuentra en la proyección del mercado eléctrico, cuadro 4.4., 4.8, 4.10 y 4.11

Como ejemplo de esa metodología en la Tabla No. 4.12 se presenta la estimación de las compras de ALUNASA para el mes de agosto del 2010.

Tabla No. 4.12ALUNASA: Distribución de la energía estimada por periodo horario

PERIODO∑ SIETE MESES % DE ESTIMACION

AÑO 2 010 DISTRIBUCION PARA AGOSTO

KW

h PUNTA 1 137 771 15.93 173 751VALLE 2 795 400 39.14 426 890NOCHE 3 208 112 44.92 489 916T. kWh 7 141 283 100.00 1 090 556

kW

PUNTA 9 288 0.13 1 418VALLE 18 598 0.26 2 840NOCHE 18 835 0.26 2 876

Como se puede apreciar en el cuadro, la energía total vendida por el Sistema de Generación a ALUNASA entre enero y julio 2010 en kWh fue de 7 141 283. Por periodo horario esas ventas fueron: en punta 1 137 771, en valle 2 795 400 y en el nocturno 3 208 112.

En los primeros siete meses de este año, el periodo punta representó 15,93% sobre el total de energía comprada por ALUNASA, el valle 39.14% y el nocturno 44.92%.

Para la potencia, esos porcentajes fueron 0.13%, 0.26% y 0.26% respectivamente para los tres periodos horarios.

En el cuadro cuadro No.4.10 del mercado eléctrico se encuentra la estimación de compras mensuales de Alunasa, se espera que para el mes de agosto esa compras sean de 1 090 556 kWh. Aplicando los porcentajes promedio de la energía y potencia vendida, tenemos que en el periodo de punta las compras de energía de esa empresa sean de 173 151 kWh, en valle 426 890 kWh y en el nocturno 489 916 kWh. La potencias máximas a facturar sería: en punta 1 418 kW, en valle 2 840 kW y en el nocturno 2 876 kW.

91

2. Ventas al Sistema de Distribución del ICE

La estimación de ventas mensuales al Sistema de Distribución se toman del cuadro 4.8 del Mercado Eléctrico, esa proyección se ajusta con el porcentaje de pérdidas del año 2009 a saber: 6.51%, para obtener la energía que comprará mensualmente ese Sistema. Esa cantidad se distribuye en la energía y potencia de los periodos de punta, valle y nocturno, con base en el porcentaje de lo que cada periodo horario representó sobre el total de energía comprada en los primeros siete meses del año 2010.

En el cuadro 4.12 y 4.13 se presentan las ventas totales de energía a empresas distribuidoras e industrias de alta tensión, respectivamente. Estos datos se exponen de forma mensual y del año 2010 al 2015. Adicionalmente en el cuadro 4.14 se muestran el resumen de las ventas totales de energía eléctrica del Sistema de Generación para igual lapso de tiempo.

4.3.3 Metodología para calcular el ingreso por ventas de energía eléctrica

Ingresos con tarifas vigentes

Para calcular los ingresos vigentes del Sistema de Generación, en cada cliente, se multiplica la energía y potencia mensual estimada, por el precio aprobado por la Autoridad Reguladora.

Para estimar los ingresos propuestos se aplica la misma metodología pero con los precios solicitados en este documento.

Los ingresos por ventas de energía y potencia a las empresas distribuidoras se presentan en el cuadro 4.15, mientras que los ingresos vigentes por las ventas a las industrias de alta tensión se muestran en el cuadro 4.16. Los datos van del año 2010 al 2015.

Finalmente el cuadro 4.17 muestra el resumen de los ingresos vigentes por ventas de energía eléctrica del Sistema de Generación del año 2010 al 2015.

Ingresos con tarifas propuestas

Los ingresos por ventas de energía y potencia a las empresas distribuidoras, con tarifas propuestas, con la implementación del cargo variable por combustible y con el ajuste para conseguir el rédito de referencia se presentan en el cuadro 4.18. Bajo esta misma propuesta pero referido a los ingresos por ventas a las industrias de alta tensión se presentan en el cuadro 4.19. Los datos van del año 2011 al 2015.

92

El resumen de estos ingresos por ventas de energía eléctrica para todo el Sistema de Generación del año 2011 al 2015, se muestran en el cuadro 4.20.

Por otra parte, los ingresos por ventas de energía y potencia a las empresas distribuidoras, con tarifas propuestas, sin la implementación del cargo variable por combustible y con el ajuste para conseguir el rédito de referencia se presentan en el cuadro 4.21. Bajo esta misma propuesta pero referido a los ingresos por ventas a las industrias de alta tensión se presentan en el cuadro 4.22. Los datos van del año 2011 al 2015.

El resumen de estos ingresos por ventas de energía eléctrica para todo el Sistema de Generación del año 2011 al 2015, se muestran en el cuadro 4.23.

El disco compacto adjunto a la solicitud tarifaria denominado “Solicitud de Ajuste Ordinario de Tarifas Eléctricas Octubre 2010”, tiene los archivos con la información de ingresos por ventas de este Sistema, con tarifas vigentes y para cada uno de las propuestas.

93

94

CUADROSCAPITULO No.4

95

AÑO RESIDENCIAL crec % part ALUMBRADO

PUBLICO

crec % part INDUSTRIAL

MENOR

crec % part GRANDES

INDUSTRIAS

crec % part GENERAL crec % part TOTAL crec

2009 3 313 461 40.22 198 423 2.41 1 265 200 15.36 768 051 9.32 2 692 836 32.69 8 237 9712010 3 363 163 1.5 39.62 202 391 2.0 2.38 1 309 482 3.5 15.43 798 773 4.0 9.41 2 814 014 4.5 33.15 8 487 823 3.02011 3 416 974 1.6 39.03 206 439 2.0 2.36 1 359 242 3.8 15.52 832 321 4.2 9.51 2 940 645 4.5 33.59 8 755 620 3.22012 3 551 978 4.0 38.75 211 395 2.4 2.31 1 420 313 4.5 15.50 870 002 4.5 9.49 3 112 575 5.8 33.96 9 166 264 4.72013 3 694 561 4.0 38.48 216 567 2.4 2.26 1 483 617 4.5 15.45 909 239 4.5 9.47 3 298 171 6.0 34.35 9 602 156 4.82014 3 843 480 4.0 38.14 221 945 2.5 2.20 1 556 283 4.9 15.44 960 002 5.6 9.53 3 495 834 6.0 34.69 10 077 544 5.02015 3 998 298 4.0 37.75 227 389 2.5 2.15 1 645 111 5.7 15.53 1 014 516 5.7 9.58 3 706 508 6.0 34.99 10 591 821 5.12016 4 158 943 4.0 37.36 232 938 2.4 2.09 1 738 183 5.7 15.61 1 071 742 5.6 9.63 3 931 050 6.1 35.31 11 132 856 5.12017 4 325 501 4.0 36.96 238 659 2.5 2.04 1 835 683 5.6 15.69 1 131 986 5.6 9.67 4 170 373 6.1 35.64 11 702 202 5.12018 4 498 143 4.0 36.57 244 524 2.5 1.99 1 937 821 5.6 15.75 1 195 407 5.6 9.72 4 425 449 6.1 35.98 12 301 344 5.12019 4 677 041 4.0 36.17 250 512 2.4 1.94 2 044 817 5.5 15.81 1 262 149 5.6 9.76 4 697 316 6.1 36.32 12 931 835 5.12020 4 862 476 4.0 35.77 256 647 2.4 1.89 2 156 878 5.5 15.86 1 332 398 5.6 9.80 4 987 032 6.2 36.68 13 595 430 5.12021 5 054 633 4.0 35.36 262 938 2.5 1.84 2 274 293 5.4 15.91 1 406 352 5.6 9.84 5 295 866 6.2 37.05 14 294 082 5.12022 5 253 699 3.9 34.96 269 382 2.5 1.79 2 397 294 5.4 15.95 1 484 177 5.5 9.88 5 625 029 6.2 37.43 15 029 582 5.12023 5 460 039 3.9 34.55 275 974 2.4 1.75 2 526 146 5.4 15.98 1 566 092 5.5 9.91 5 975 859 6.2 37.81 15 804 111 5.22024 5 673 859 3.9 34.14 282 732 2.4 1.70 2 661 097 5.3 16.01 1 652 328 5.5 9.94 6 349 783 6.3 38.21 16 619 799 5.22025 5 895 430 3.9 33.67 289 653 2.4 1.65 2 802 497 5.3 16.01 1 743 078 5.5 9.96 6 778 073 6.7 38.71 17 508 731 5.32026 6 124 968 3.9 33.19 296 742 2.4 1.61 2 950 622 5.3 15.99 1 838 597 5.5 9.96 7 242 424 6.9 39.25 18 453 353 5.42027 6 362 893 3.9 32.71 304 000 2.4 1.56 3 105 794 5.3 15.97 1 939 154 5.5 9.97 7 739 590 6.9 39.79 19 451 430 5.42028 6 609 442 3.9 32.23 311 436 2.4 1.52 3 268 311 5.2 15.94 2 044 975 5.5 9.97 8 272 334 6.9 40.34 20 506 499 5.42029 6 864 857 3.9 31.75 319 053 2.4 1.48 3 438 594 5.2 15.90 2 156 356 5.4 9.97 8 843 205 6.9 40.90 21 622 065 5.42030 7 129 604 3.9 31.27 326 852 2.4 1.43 3 616 976 5.2 15.86 2 273 613 5.4 9.97 9 455 021 6.9 41.47 22 802 066 5.52031 7 389 766 3.6 30.74 334 842 2.4 1.39 3 803 844 5.2 15.83 2 397 008 5.4 9.97 10 110 531 6.9 42.06 24 035 992 5.42032 7 676 057 3.9 30.35 343 027 2.4 1.36 3 999 600 5.1 15.81 2 526 886 5.4 9.99 10 746 899 6.3 42.49 25 292 470 5.22033 7 954 754 3.6 29.86 351 406 2.4 1.32 4 204 623 5.1 15.78 2 663 616 5.4 10.00 11 467 233 6.7 43.04 26 641 632 5.3

% crecimiento promedio 3.9 2.5 5.4 5.6 6.5 5.2

(1) calculado con el modelo económetrico desarrollado con el consultor Ing. Diego Otero Marzo 2003

Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria/Gerencia Finanzas / L.Mariño

CUADRO 4.1SISTEMA ELECTRICO NACIONAL

PROYECCIONES DE VENTAS DE ELECTRICIDAD POR SECTOR DE CONSUMOESCENARIO REFERENCIA (BASE) - Abril 2010 -MWh

96

OBS CNFL ESPH JASEC GUAN LESCA SANTOS ALFAAgo-10 279866.59 43006.5831 41434.3635 28536.5336 29072.3439 8833.77261 1889.26801Sep-10 280668.778 43608.8956 41148.676 27069.7537 28631.3576 8844.77261 1851.14301Oct-10 284045.715 43628.3331 41722.6135 26269.0599 28138.3572 8959.39761 1896.39301Nov-10 284527.903 44251.8956 42033.8635 26048.9286 28913.1804 9329.58511 1871.45551Dic-10 280280.715 43351.9581 41378.2385 26663.371 27973.7273 9773.39761 1884.33051Ene-11 275515.543 42126.6415 41976.508 30866.7104 28522.546 10646.9184 1856.98329Feb-11 279828.168 43718.329 41599.258 31765.6948 29616.748 9976.29345 1791.54579Mar-11 281359.23 43669.579 40989.5705 31082.6854 29839.9272 9148.04345 1888.48329Abr-11 278157.168 43836.954 41294.0705 32707.5019 31708.4287 8934.91845 1877.54579May-11 283800.105 44353.8915 42425.758 32558.5388 31466.1759 8982.29345 1917.42079Jun-11 288684.418 45250.1415 42023.508 28846.1988 30562.1832 9135.54345 1891.60829Jul-11 287378.355 44365.454 42362.258 27354.8279 29867.3785 9112.16845 1918.60829

Ago-11 286898.918 44782.0165 42741.758 28830.9017 30237.3994 9235.10595 1943.79579Sep-11 287701.105 45384.329 42456.0705 27364.1218 29796.4132 9246.10595 1905.67079Oct-11 291078.043 45403.7665 43030.008 26563.428 29303.4127 9360.73095 1950.92079Nov-11 291560.23 46027.329 43341.258 26343.2967 30078.236 9730.91845 1925.98329Dic-11 287313.043 45127.3915 42685.633 26957.7391 29138.7828 10174.7309 1938.85829Ene-12 282547.871 43902.0748 43283.9024 31161.0785 29687.6016 11048.2518 1911.51107Feb-12 286860.496 45493.7623 42906.6524 32060.0629 30781.8036 10377.6268 1846.07357Mar-12 288391.558 45445.0123 42296.9649 31377.0535 31004.9827 9549.37678 1943.01107Abr-12 285189.496 45612.3873 42601.4649 33001.87 32873.4842 9336.25178 1932.07357May-12 290832.433 46129.3248 43733.1524 32852.9069 32631.2314 9383.62678 1971.94857Jun-12 295716.746 47025.5748 43330.9024 29140.5669 31727.2388 9536.87678 1946.13607Jul-12 294410.683 46140.8873 43669.6524 27649.196 31032.434 9513.50178 1973.13607




Ago-15 315028.229 51883.7498 47971.3357 30008.3741 34897.6217 10840.4393 2161.9069Sep-15 315830.417 52486.0623 47685.6482 28541.5942 34456.6354 10851.4393 2123.7819Oct-15 319207.354 52505.4998 48259.5857 27740.9004 33963.635 10966.0643 2169.0319Nov-15 319689.542 53129.0623 48570.8357 27520.7691 34738.4582 11336.2518 2144.0944Dic-15 315442.354 52229.1248 47915.2107 28135.2115 33799.005 11780.0643 2156.9694

Fuente: Proceso Tarifas y Mercado / Dirección Gestión Tarifaria/Gerencia Finanzas/L.Mariño

CUADRO 4.2PROYECCIONES DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ( MWh) A CONSUMIDORES DIRECTOS

POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y MES

(salidas software Eviews)

Agosto 2010 a Diciembre 2015

97

mes/año CNFL Crec % ESPH Crec % JASEC Crec % GUAN Crec % LESCA Crec % SANTOS Crec % ALFA Crec % TOTAL

Ago-10 281444 41016 40269 28661 28335 9171 1858 430754Sep-10 282250 41590 39992 27188 27905 9182 1821 429928Oct-10 285646 41609 40550 26384 27424 9301 1865 432779Nov-10 286131 42203 40852 26163 28180 9686 1841 435055Dic-10 281860 41345 40215 26780 27264 10146 1853 429464TOTAL 3355372 3.0 488208 3.5 478890 3.40 347941 3.9 337245 3.3 115257 2.8 21841 2.5

factor de ajuste 1.0056 0.9537 0.9719 1.0044 0.9746 1.0382 0.9835

Ene-11 278809 39856 41030 31778 27613 11090 1825 432002Feb-11 283174 41362 40661 32703 28672 10392 1761 438725Mar-11 284723 41316 40066 32000 28889 9529 1856 438378Abr-11 281483 41475 40363 33673 30697 9307 1845 438843May-11 287193 41964 41469 33519 30463 9356 1884 445849Jun-11 292136 42812 41076 29698 29588 9516 1859 446684Jul-11 290814 41975 41407 28162 28915 9492 1886 442650


factor de ajuste 1.0120 0.9461 0.9775 1.0295 0.9681 1.0416 0.9828


Ago-12 299641 43851 43312 30812 30271 9909 1961 459757Sep-12 300459 44419 43031 29260 29846 9921 1923 458859Oct-12 303901 44437 43596 28413 29371 10038 1968 461724Nov-12 304393 45024 43902 28180 30118 10419 1943 463979Dic-12 300063 44177 43257 28830 29212 10876 1956TOTAL 3571722 3.2 523071 3.5 513873 3.7 375315 3.8 360638 3.4 121855 2.9 23022 2.7

factor de ajuste 1.0194 0.9419 0.9833 1.0579 0.9640 1.0283 0.9813Ene-13 297813 42917 44210 34108 29676 11644 1930 462297Feb-13 302248 44412 43836 35082 30728 10962 1865 469135Mar-13 303822 44366 43232 34342 30943 10120 1961 468786Abr-13 300529 44524 43534 36104 32740 9903 1950 469284May-13 306333 45009 44656 35942 32507 9951 1989 476387Jun-13 311356 45851 44257 31917 31638 10107 1964 477089Jul-13 310013 45020 44593 30300 30969 10084 1990 472968


factor de ajuste 1.0284 0.9396 0.9915 1.0843 0.9619 1.0170 0.9815



factor de ajuste 1.0388 0.9393 1.0020 1.1187 0.9619 1.0083 0.9835



factor de ajuste 1.0502 0.9405 1.0137 1.1544 0.9632 1.0000 0.9864Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/ Dirección Gestión Tarifaria/ Gerencia Finanzas/L.Mariño

(ajustados a juicio experto series de tiempo)

cPROYECCIONES DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MWh) A CONSUMIDORES DIRECTOS

POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y MES Agosto 2010 a Diciembre 2015

98

mes/año ventas consum. perdidas generac compras ventas consum. perdidas generac compras ventas consum. perdidas generac compras ventas consum. perdidas generac compras ventas consum. perdidas generac compras ventas consum. perdidas generac compras ventas consum. perdidas generac compras

% % 0.0900 0.1100 0.0825 0.0911 0.1037Ago-10 281444 7.95 46396 257422 41016 7.53 12301 31803 40269 3624 6933 36960 28661 3153 10433 21381 28335 2338 14092 16580 9171 835 1949 8058 1858 193 451 1600Sep-10 282250 7.96 39602 265115 41590 7.57 9448 35290 39992 3599 5725 37866 27188 2991 9551 20628 27905 2302 17849 12358 9182 837 2584 7435 1821 189 598 1411Oct-10 285646 8.01 50535 257992 41609 7.62 8740 36039 40550 3649 8588 35611 26384 2902 13101 16185 27424 2263 21870 7817 9301 847 1884 8265 1865 193 436 1623Nov-10 286131 8.05 41084 268081 42203 7.63 11317 34106 40852 3677 7452 37077 26163 2878 10588 18452 28180 2325 22648 7857 9686 882 2584 7984 1841 191 598 1433Dic-10 281860 8.10 32030 272660 41345 7.75 11383 33166 40215 3619 3491 40343 26780 2946 10788 18937 27264 2249 16895 12618 10146 924 2670 8401 1853 192 618 1428

Ene-11 278809 7.76 27049 265635 39856 7.52 11288 37134 41030 3693 3472 32680 31778 3496 11707 23566 27613 2278 9187 20704 11090 1010 2670 9431 1825 189 618 1396Feb-11 283174 7.94 17198 265506 41362 7.53 4191 39145 40661 3660 1577 33223 32703 3597 5036 31264 28672 2365 11749 19289 10392 947 1654 9684 1761 183 383 1560Mar-11 284723 7.78 19506 287368 41316 7.50 4070 40345 40066 3606 2017 41654 32000 3520 5979 29541 28889 2383 6509 24763 9529 868 2219 8178 1856 192 514 1535Abr-11 281483 7.74 27612 275657 41475 7.55 3043 41563 40363 3633 1520 42475 33673 3704 3666 33710 30697 2533 8686 24544 9307 848 1273 8882 1845 191 295 1742May-11 287193 7.70 15780 293527 41964 7.51 3857 41258 41469 3732 3763 41439 33519 3687 5087 32119 30463 2513 8750 24227 9356 852 1857 8351 1884 195 430 1650Jun-11 292136 7.93 23022 292280 42812 7.50 6456 39566 41076 3697 3792 40981 29698 3267 5846 27119 29588 2441 18444 13585 9516 867 1573 8810 1859 193 364 1688Jul-11 290814 7.94 28202 285703 41975 7.47 10996 34114 41407 3727 4733 40401 28162 3098 10711 20548 28915 2385 19994 11307 9492 865 2670 7686 1886 196 618 1463Ago-11 290329 7.95 31275 282135 42369 7.53 11508 34051 41778 3760 4694 40844 29682 3265 10865 22082 29273 2415 20848 10841 9620 876 2670 7826 1910 198 618 1490Sep-11 291141 7.96 46448 267868 42939 7.57 13674 32515 41499 3735 6157 39077 28172 3099 9551 21720 28846 2380 23815 7411 9631 877 2584 7925 1873 194 598 1469Oct-11 294558 8.01 50401 267751 42957 7.62 16407 29823 42060 3785 8980 36865 27347 3008 11631 18725 28369 2340 17249 13461 9751 888 2670 7969 1917 199 618 1498Nov-11 295046 8.05 45043 273754 43547 7.63 14450 32420 42364 3813 8184 37993 27121 2983 10885 19219 29119 2402 10481 21040 10136 923 2584 8476 1893 196 598 1491Dic-11 290748 8.10 29777 284521 42695 7.75 9689 36315 41723 3755 4674 40804 27753 3053 7108 23699 28210 2327 19994 10543 10598 966 1832 9732 1905 198 424 1679





Fuente: Proceso Tarifas y Mercado /Dirección Gestión Tarifaria /Gerencia Finanzas/L.Mariño

(incluye cálculo pérdidas y generación propia)

CUADRO 4.4PROYECCIONES DE COMPRAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MWh)

POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y MES Agosto 2009 a Diciembre 2015

SANTOS ALFACNFL ESPH JASEC GUAN LESCA

99

OBS GDES INDUSTRIAS GENERAL INDUSTRIAL MENOR RESIDENCIALAgo-10 21893.64433 80733.50471 43167.26204 106156.3901Sep-10 21693.08283 80572.37971 43192.26204 106200.8635Oct-10 23289.03916 80105.56721 45274.32454 103444.8501Nov-10 22479.14633 81339.37971 47030.07454 106576.5063Dic-10 21788.60041 81310.25471 47012.94954 104760.476

Ene-11 22556.01854 82487.27694 46588.30232 110200.4428Feb-11 21121.33329 84087.77694 46573.61482 108376.2252Mar-11 23502.47521 82921.71444 45882.92732 100400.7915Abr-11 22910.94346 86110.15194 45531.42732 110565.7172May-11 23756.87171 84546.46444 44816.80232 106628.7325Jun-11 22986.32537 84730.58944 43558.92732 108609.2358Jul-11 22808.44479 83540.40194 43173.55232 105492.9959

Ago-11 22673.56204 84557.02694 43620.73982 109277.929Sep-11 22473.00054 84395.90194 43645.73982 109322.4024Oct-11 24068.95687 83929.08944 45727.80232 106566.3889Nov-11 23259.06404 85162.90194 47483.55232 109698.0452Dic-11 22568.51812 85133.77694 47466.42732 107882.0149





(salidas software EVIEWS)

CUADRO 4.5ICE: PROYECCIONES DE VENTAS ENERGÍA ELÉCTRICA (MWh)

A CONSUMIDORES DIRECTOS POR SECTOR DE CONSUMO Y MESAgosto 2010 a Diciembre 2015

OBS GDES INDUSTRIAS GENERAL INDUSTRIAL MENOR RESIDENCIAL





Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/ Dirección Gestión Tarifaria/ Gerencia Finanzas/L.Mariño

CUADRO 4.5ICE: PROYECCIONES DE VENTAS ENERGÍA ELÉCTRICA (MWh)


(salidas software EVIEWS)

MES GDES INDUSTRIAS GENERAL INDUSTRIAL MENOR RESIDENCIAL TOTALAgo-10 21217 81168 33809 105197 241391Sep-10 21023 81006 33829 105241 241099Oct-10 22569 80537 35460 102510 241075Nov-10 21784 81777 36835 105613 246010Dic-10 21115 81748 36822 103813 243498TOTAL 250317 988163 490304 1254968 2983752

factor de ajuste 0.9691 1.0054 0.7832 0.9910

Ene-11 21462 84139 44632 110172 260406Feb-11 20097 85771 44618 108363 258849Mar-11 22363 84582 43957 100501 251402Abr-11 21800 87834 43620 110532 263786May-11 22605 86239 42935 106653 258432Jun-11 21872 86427 41730 108612 258641Jul-11 21702 85213 41361 105542 253818Ago-11 21574 86250 41789 109267 258881Sep-11 21383 86086 41813 109313 258595Oct-11 22902 85610 43808 106599 258918Nov-11 22131 86868 45490 109699 264188Dic-11 21474 86838 45474 107900 261686TOTAL 261364 1031857 521228 1293153 3107602

factor de ajuste 0.9515 1.0200 0.9580 0.9879



CUADRO 4.6ICE: PROYECCIONES DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCRICA (MWh)


100

101

MES GDES INDUSTRIAS GENERAL INDUSTRIAL MENOR RESIDENCIAL TOTAL

factor de ajuste 0.9599 1.0196 1.0090 0.9884


factor de ajuste 0.9711 1.0216 1.0641 0.9912


0.9841 1.0284 1.1232 0.9949


factor de ajuste 0.9983 1.0369 1.1858 0.9994

Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/ Dirección Gestión Tarifaria/ Gerencia Finanzas/L.Mariño




102

MES T-1 T-41 TOTAL T-2 TOTAL T-3 TOTAL T-4 TOTAL T-MT GL TOTAL T-MT INDenero 0.99937807 0.00062193 0.65403742 0.13344607 0.12045321 0.22550937 0.86655393

febrero 0.99939771 0.00060229 0.67120996 0.14390150 0.11661060 0.21217943 0.85609850marzo 0.99935912 0.00064088 0.63862633 0.12708622 0.12464790 0.23672577 0.87291378abril 0.99937303 0.00062697 0.65272893 0.14629174 0.12274935 0.22452172 0.85370826

mayo 0.99937242 0.00062758 0.65254493 0.12047185 0.12885522 0.21859985 0.87952815junio 0.99931918 0.00068082 0.66561457 0.11980007 0.13272989 0.20165554 0.88019993julio 0.99933726 0.00066274 0.66067270 0.11249343 0.13217395 0.20715335 0.88750657

agosto 0.99943456 0.00056544 0.66496480 0.14321600 0.13169468 0.20334052 0.85678400setiembre 0.99944401 0.00055599 0.66777815 0.13795405 0.13583613 0.19638571 0.86204595octubre 0.99941376 0.00058624 0.65376136 0.13237420 0.13526087 0.21097777 0.86762580

noviembre 0.99940462 0.00059538 0.66236470 0.13543544 0.13088992 0.20674538 0.86456456diciembre 0.99937231 0.00062769 0.65558899 0.14869956 0.12879849 0.21561252 0.85130044

Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria/Gerencia Finanzas- UEN CENPE/L.Mariño

CUADRO 4.7ICE: PESO RELATIVO DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TARIFA Y MES

RESPECTO AL SECTOR DE CONSUMO A QUE CORRESPONDEAgosto 2010 a Diciembre 2015

(distribución con base en datos reales de agosto 2009 a julio 2010)

103

MES t-1 t-41 t2 t3 t4 tmt2 tmt3 TOTALAgo-10 105137 59 53974 7881 10689 16505 47146 241391Sep-10 105182 59 54094 7567 11004 15908 47285 241099Oct-10 102450 60 52652 7682 10893 16991 50348 241075Nov-10 105550 63 54166 7939 10704 16907 50680 246010Dic-10 103748 65 53593 8615 10529 17626 50205 244382Ene-11 110104 69 55030 8820 10135 18974 57274 260406Feb-11 108297 65 57571 9313 10002 18199 55403 258849Mar-11 100437 64 54016 8428 10543 20023 57891 251402Abr-11 110463 69 57332 9570 10782 19721 55849 263786May-11 106586 67 56275 7896 11112 18852 57644 258432Jun-11 108538 74 57527 7619 11471 17428 55982 258641Jul-11 105472 70 56298 7094 11263 17652 55969 253818

Ago-11 109205 62 57353 9075 11359 17538 54289 258881Sep-11 109252 61 57486 8718 11694 16906 54478 258595Oct-11 106536 62 55968 8831 11580 18062 57879 258918Nov-11 109634 65 57538 9158 11370 17960 58463 264188Dic-11 107832 68 56930 9955 11185 18723 58014 262707Ene-12 113236 70 57559 9323 10601 19846 60543 271179Feb-12 111429 67 60166 9853 10453 19019 58620 269608Mar-12 103565 66 56486 8904 11025 20938 61159 262143Abr-12 113596 71 59855 10115 11256 20589 59026 274508May-12 109717 69 58798 8340 11611 19697 60891 269123Jun-12 111669 76 60101 8053 11985 18208 59169 269261Jul-12 108602 72 58853 7499 11774 18453 59164 264417

Ago-12 112338 64 59924 9593 11868 18324 57391 269502Sep-12 112384 63 60068 9218 12219 17665 57599 269216Oct-12 109667 64 58496 9326 12103 18878 61124 269658Nov-12 112766 67 60099 9676 11876 18759 61768 275012Dic-12 110964 70 59465 10523 11683 19557 61321 273581


POR TARIFA Y MESAgosto 2010 a Diciembre 2015

104

MES t-1 t-41 t2 t3 t4 tmt2 tmt3 TOTAL




Ago-15 122941 70 67875 11840 13335 22323 68999 307384Sep-15 122988 68 67766 11815 13313 22287 68852 307089Oct-15 120244 71 67448 12419 13251 22183 72372 307987Nov-15 123378 74 68287 12608 13416 22459 73475 313696Dic-15 121559 76 68267 12503 13412 22452 72860 311130

Nota: T-RE: t-1 y t-41 T-GE: t-2 y t3 T-CS: t4 TMT: tmt-2 y tmt-3

Fuente: Proceso Tarifas y Mercado/Dirección Gestión Tarifaria/Gerencia Finanzas/L.Mariño

ICE: PROYECCIONES DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCRICA (MWh)POR TARIFA Y MES

Agosto 2010 a Diciembre 2015

CUADRO 4.8

MES ALUNASA CEMEX HOLCIM INTEL TOTAL-ATAgo-10 1120906 3758004 6495311 10776425 22150646Sep-10 1064008 5880861 6546484 10597737 24089090Oct-10 998587 5703115 7203291 10816431 24721424Nov-10 1072455 6112433 6597320 10669217 24451425Dic-10 1037085 5855769 6631985 10373870 23898710Ene-11 1043309 5726108 6714394 10596334 24080146Feb-11 955313 5783479 6529330 10074912 23343035Mar-11 1069978 5615544 7083318 10775598 24544438Abr-11 995377 5987169 6962960 10451913 24397419May-11 1074998 6215201 7334086 11209578 25833864Jun-11 1040017 5692660 7269526 10935834 24938037Jul-11 1098986 6100848 7238173 11303733 25741739

Ago-11 1117257 6409176 6720290 11455419 25702142Sep-11 1060359 6048817 6771462 11276732 25157370Oct-11 994938 5871071 7428270 11495425 25789703Nov-11 1068806 6280388 6822299 11348212 25519705Dic-11 1033436 6023725 6856964 11052864 24966990Ene-12 1039661 5894063 6939373 11275329 25148426Feb-12 951664 5951435 6754309 10753907 24411315Mar-12 1066329 5783499 7308297 11454592 25612718Abr-12 991728 6155125 7187939 11130908 25465699May-12 1071350 6383157 7559064 11888573 26902144Jun-12 1036368 5860616 7494505 11614829 26006317Jul-12 1095337 6268803 7463151 11982727 26810019


Ago-13 1109959 6745087 7170248 12813408 27838702Sep-13 1053061 6384728 7221420 12634720 27293930Oct-13 987640 6206982 7878227 12853414 27926263Nov-13 1061508 6616300 7272256 12706200 27656264Dic-13 1026139 6359636 7306922 12410853 27103550

CUADRO 4.9ICE: PROYECCIONES DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCRICA (kWh)

DE INDUSTRIAS EN ALTA TENSIÓN POR MESAgosto 2010 a Diciembre 2015


105

MES ALUNASA CEMEX HOLCIM INTEL TOTAL-ATEne-14 1032363 6229975 7389331 12633317 27284985Feb-14 944366 6287346 7204267 12111895 26547875Mar-14 1059031 6119411 7758255 12812581 27749277Abr-14 984430 6491036 7637897 12488896 27602259May-14 1064052 6719068 8009022 13246561 29038703Jun-14 1029070 6196527 7944463 12972817 28142877Jul-14 1088039 6604714 7913109 13340716 28946578


Ago-15 1102661 7080998 7620206 14171397 29975261Sep-15 1045763 6720639 7671378 13992709 29430489Oct-15 980342 6542893 8328185 14211402 30062823Nov-15 1054210 6952211 7722214 14064189 29792824Dic-15 1018841 6695548 7756880 13768842 29240109



DE INDUSTRIAS EN ALTA TENSIÓN POR MESAgosto 2010 a Diciembre 2015


106

107

MES ALUNASA CEMEX HOLCIM INTEL TOTAL-ATAgo-10 1090556 3758004 7076204 10463710 22388474Sep-10 1035199 5952108 7131952 10528607 24647867Oct-10 971550 5772209 7847499 11002881 25594139Nov-10 1043418 6186485 7187335 10622897 25040135Dic-10 1009006 5926713 7225101 10800779 24961598TOTAL 12291012 68539589 82570141 121827684 285228426

factor de ajuste 0.9729 1.0121 1.0894 1.0524


factor de ajuste 0.9907 0.9287 0.9978 0.9867


factor de ajuste 1.01414 0.91191 0.98176 0.98858


factor de ajuste 1.04139 0.89768 0.96776 0.96826



A INDUSTRIAS EN ALTA TENSIÓN POR MESAgosto 2010 a Diciembre 2015

108

MES ALUNASA CEMEX HOLCIM INTEL TOTAL-ATEne-14 1105784 5572124 7076838 11875919 25630664Feb-14 1011529 5623437 6899600 11385758 24920323Mar-14 1134348 5473235 7430160 12044436 26082178Abr-14 1054442 5805618 7314892 11740156 25915108May-14 1139726 6009572 7670322 12452398 27272018Jun-14 1102257 5542208 7608493 12195065 26448023Jul-14 1165420 5907293 7578465 12540907 27192085Ago-14 1184990 6183063 7082484 12683500 27134037Sep-14 1124046 5860756 7131492 12515525 26631819Oct-14 1053972 5701779 7760523 12721107 27237382Nov-14 1133093 6067875 7180179 12582720 26963867Dic-14 1095208 5838314 7213378 12305079 26451980TOTAL 13304815 69585274 87946826 147042569 317879484

factor de ajuste 1.07112 0.89441 0.95771 0.94005


factor de ajuste 1.10469 0.89409 0.94960 0.93191



A INDUSTRIAS EN ALTA TENSIÓN POR MESAgosto 2010 a Diciembre 2015


207

MES EOLICA GUANACASTE EL VIEJOJul-14 8824 0Ago-14 15726 0Sep-14 15557 0Oct-14 14415 0Nov-14 32044 0Dic-14 48662 39083Ene-15 52507 50371Feb-15 43163 53340Mar-15 49537 61663Abr-15 32635 21012May-15 25687 0Jun-15 12513 0Jul-15 8824 0Ago-15 15726 0Sep-15 15557 0Oct-15 14415 0Nov-15 32044 0Dic-15 48662 39083


ICE: PROYECCIONES DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCRICA (kWh)A EL VIEJO Y PLANTA EÓLICA GUANACASTE

SETIEMBRE 2010 a Diciembre 2015

5 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LOS COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN Y DE LA BASE TARIFARIA

5.1 Costos y gastos de operación

A continuación se incorporan el análisis de las partidas que representan los principales componentes de la estructura de costos del Sistema de Generación, esto con el fin de profundizar en los factores que tienen una mayor afectación en el excedente de operación, como elemento preponderante en la obtención de la tasa de rédito para el desarrollo. Por su parte, el detalle por objeto del gasto de todos los costos y gastos de operación del Sistema de Generación, se muestra en el Anexo No. 14.

Los rubros analizados corresponden a: costos de operación, mantenimiento y comercialización, compras de energía a generadores privados e importaciones y alquileres operativos de instalaciones.

5.1.1 Costos de Operación, Mantenimiento y Comercialización

Para la presente solicitud tarifaria, se aplica exactamente la misma metodología de la anterior solicitud ordinaria de ajuste de tarifas, incorporando la totalidad de requerimientos y detalles de información solicitados por la Autoridad Reguladora.

El costo total por operación, mantenimiento y comercialización del Sistema de Generación para el 2011, sin considerar las partidas no recurrentes, presenta un aumento de ¢1 443,92 millones, equivalentes a un 4,8%, el cual corresponde al ajuste de los distintos rubros de costos y gastos por el nivel de inflación y aplicado mediante los índices de escalonamiento en cada una de las fuentes de energía, según corresponde. Para el 2011 este concepto alcanza ¢41 715,34 millones, de los cuales ¢9 900,45 millones corresponden a gastos no recurrentes.

Del total de recursos estimados para operación y mantenimiento en el 2011, el componente más importante corresponde a las erogaciones de plantas hidroeléctricas por un monto de ¢19 711,54 millones, que representa un 47,25% del total de la cuenta, lo cual es absolutamente consistente con la predominancia de la producción de energía hidroeléctrica dentro del sistema eléctrico ICE y la cantidad de plantas que pertenecen a dicha fuente de energía.

208

Tabla No. 5.1 Proyección de gastos de operación, mantenimiento y comercialización

Millones de colonesPARTIDAS 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Hidroeléctricos 18 047,04 19 711,54 21 338,51 20 607,17 21 602,44 22 775,98Energía desplazada CNFL (1) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Total Hidroeléctricos 18 047,04 19 711,54 21 338,51 20 607,17 21 602,44 22 775,98

Total Térmicos 8 125,90 7 909,68 8 104,26 9 107,08 9 355,42 10 116,01

Plantas Geotérmicas 2 350,00 2 774,24 6 090,66 3 290,61 3 974,64 4 928,58Campo Geotérmico (UEN PySA) 4 456,97 9 473,50 8 419,78 9 501,91 6 280,23 6 478,04Total Geotérmicos 6 806,97 12 247,74 14 510,44 12 792,52 10 254,86 11 406,62

Total Eólicos 934,67 1 269,34 546,37 589,81 636,70 687,32

TOTAL OPERACION Y MANTENIMIENTO 33 914,58 41 138,31 44 499,59 43 096,58 41 849,42 44 985,94

COMERCIALIZACION 550,49 577,03 615,12 664,03 716,82 773,80

TOTAL OPERAC. MANTENIM. Y COMERCIALIZACION 34 465,07 41 715,34 45 114,71 43 760,61 42 566,24 45 759,74

TOTAL DE GASTOS NO RECURRENTES 4 094,09 9 900,45 11 199,31 7 148,94 3 043,94 3 095,42OPERACIÓN DE PLANTAS (2) 3 819,68 4 808,35 7 450,21 2 689,02 2 206,54 2 492,91OPERACIÓN CAMPO GEOTÉRMICO (2) 274,41 5 092,10 3 749,11 4 459,92 837,40 602,51

TOTAL GENERAL SIN GASTOS NO RECURRENTES 30 370,97 31 814,89 33 915,40 36 611,67 39 522,30 42 664,32INCREMENTO ANUAL 1 443,92 2 100,51 2 696,27 2 910,63 3 142,02VARIACION RELATIVA 5% 7% 7,95% 7,95% 7,95%(1)En esta proyección no se contemplan costos y gastos del convenio por desplazamiento de energía de Planta Brasil - CNFL.(2) Los montos reflejados como No Recurrentes contemplan los índices de escalamiento correspondiente a cada año y a cada fuente de tecnología.

En orden de importancia posterior al gasto en plantas hidroeléctricas según los montos reflejados en la tabla anterior, aparecen los gastos del componente geotérmico con un monto de ¢12 247,74 millones, equivalente a un 29,36% del total de la cuenta para el 2011 y dentro de los cuales se incorpora tanto la operación y mantenimiento de las plantas geotérmicas como del Campo Geotérmico Miravalles.

El tercer componente más importante corresponde a la generación térmica, mostrando dicho componente un peso relativo en el total de gastos del 18,96% para un total de gasto estimado en el 2011 de ¢7 909,68 millones.

Adicional a los componentes de operación y mantenimiento mencionados, en la tabla anterior se muestra los recursos previstos para el rubro de comercialización, el cual corresponde a los gastos derivados del Proceso Comercialización Mayorista y del Área Administración de Contratos de la UEN CENCE tal y como se menciona en el Anexo No. 3.

Con el propósito de desagregar la composición de la cuenta de operación y mantenimiento en gastos recurrentes y no recurrentes, la siguiente tabla muestra el detalle correspondiente.

209

Tabla No. 5.2Detalle de Operación, Mantenimiento y Comercialización

2010 2011 2012 2013 2014 2015Hidroeléctrica 15 901,0 16 667,5 17 768,0 19 180,5 20 705,4 22 351,5Térmica 7 156,3 7 487,1 7 981,4 8 615,9 9 300,8 10 040,3Geotérmica:

Plantas Geotérmicas 2 090,0 2 189,3 2 333,9 2 519,4 2 719,7 2 935,9Campo Geotérmico 4 182,6 4 381,4 4 670,7 5 042,0 5 442,8 5 875,5Total Geotérmica 6 272,5 6 570,7 7 004,6 7 561,4 8 162,6 8 811,5

Eólica 490,6 512,5 546,4 589,8 636,7 687,3Comercialización 550,5 577,0 615,1 664,0 716,8 773,8

30 371,0 31 814,9 33 915,4 36 611,7 39 522,3 42 664,3

2010 2011 2012 2013 2014 2015Hidroeléctrica 2 146,03 3 044,05 3 570,52 1 426,63 897,05 424,51Térmica 969,56 422,60 122,90 491,21 54,59 75,76Geotérmica:

Plantas Geotérmicas 260,02 584,91 3 756,78 771,18 1 254,91 1 992,64Campo Geotérmico 274,41 5 092,10 3 749,11 4 459,92 837,40 602,51Total Geotérmica 534,43 5 677,00 7 505,89 5 231,10 2 092,31 2 595,15

Eólica 444,07 756,80 0,00 0,00 0,00 0,004 094,09 9 900,45 11 199,31 7 148,94 3 043,94 3 095,42

Total de Operación y Mantenimiento 34 465,07 41 715,34 45 114,71 43 760,61 42 566,24 45 759,74

PARTIDAS

Total de gastos recurrentes

Cifras

RESUMEN DE GASTOS RECURRENTESCifras

FUENTE DE ENERGIA

Total de gastos no recurrentes

RESUMEN DE GASTOS NO RECURRENTES

Para la estimación de los gastos recurrentes se aplicaron los índices de escalonamientos con el fin de obtener las cifras en colones corrientes de cada año, incorporando así el efecto del ajuste en los precios de los bienes y servicios.

Para el 2011 se estima un crecimiento total del orden de ¢7 250,27 millones equivalente a un 21%, dentro del cual los gastos no recurrentes tienen la mayor participación con un monto ¢5 806,35 millones. Esto se justifica para garantizar la confiabilidad del Sistema de Generación.

La generación geotérmica es la que presenta el mayor incremento de proyección equivalente a la cifra de ¢5 142,6 millones correspondiente a un 962,2% del cual solo el Campo Geotérmico demanda recursos por ¢4 817,7 millones. Le sigue la energía hidro con un incremento de ¢898,02 igual a un 41.8%.y por último la fuente eólica cuya estimación de no recurrentes para el 2011 se incrementa en ¢312,7 millones equivalente a un crecimiento relativo del 70,4%.

El incremento en la estimación de no recurrentes geotérmicos en el 2011 se justifica por la perforación y pruebas de nuevos pozos cuyo costo en esta obra en particular totaliza ¢3 354,65 millones.

El crecimiento en gastos no recurrentes para generación hidro en el 2011 obedece fundamentalmente a seis obras que demandan una buena cantidad de recursos, ubicadas en las plantas Arenal, Peñas Blancas y Miguel Dengo.

Por otra parte, para el 2012 se proyecta un crecimiento de ¢3 399.37 millones como el segundo año con mayor incremento, esto es producto de un efecto combinado del aumento en recurrentes de ¢2 100.51 millones y su correspondiente escalamiento y

210

en no recurrentes de ¢1 298.86 millones en donde se puede evidenciar un efecto inverso con relación al 2011 ya que para ese año los gastos no recurrentes son mayores.

La fuente de energía hidroeléctrica, corresponde a un 47,30% en promedio del total del gasto, para el 2011, y obedece al mayor volumen de activos productivos que dicha fuente aporta a la capacidad instalada del Sistema de Generación.

A partir del año 2013 hasta el 2015 las variaciones en promedio están dadas en el orden de (¢2 701.3) millones en los gastos no recurrentes; (¢4 050.4) en el 2013, (¢4 105.0) en el 2014 (decrementos) y ¢51.5 en el 2015, o sea, una disminución en la programación de costos de esta naturaleza.

La mayor disminución de costos se da en las tecnologías hidroeléctrica y geotérmica incluyendo el campo geotérmico que en valores relativos promedio abordan el 44%.

5.1.2 Combustibles y lubricantes

Para el año 2009 se tomó el dato real y para el año 2010 el real a Setiembre. El resto de la proyección del gasto en combustibles y lubricantes incluye montos para un mayor detalle ver anexo 1 .Se está a la espera de la aprobación por parte de la ARESEP de la metodología del Costo Variable de Combustible (CVC).

5.1.3 Compras de generación privada e Importación de energía

a. Compras de generación privada

Las compras de energía están regidas por los contratos de generación privada amparados a la Ley 7200 y sus reformas.

El procedimiento para calcular la proyección de compras a generadores privados se puede consultar en el Anexo No. 2.

Para el período proyectado, las compras de energía a generadores privados muestran un comportamiento equivalente con las alteraciones de las variables macroeconómicas, sin embargo en el año 2014 se da el ingreso de las plantas BOT Chucás, Capulín y Torito que originan un aumento en los gastos.

b. Importación de Energía

El Sistema de Generación está dimensionado para atender la demanda nacional; no son indispensables las importaciones y tampoco es posible exportar energía firme en forma prolongada. No obstante lo anterior, es posible aprovechar los enlaces eléctricos existentes para realizar intercambios con los países de la región, con el propósito de reducir los costos de operación o de valorizar excedentes de energía.

La determinación de las importaciones y las exportaciones no puede ser derivada de los balances energéticos, por las razones que son expuestas en el Anexo No. 1.

Las cantidades de energía, los precios medios y los montos resultantes fueron proyectados según se explica en el Anexo No. 2 de este documento.

211

Para el año 2009 se tomó el dato real y para el año 2010 el real a Junio.

5.1.4 Alquileres operativos de instalaciones

En el capítulo 3 se hace una descripción de cada uno de los componentes que conforman la partida de alquileres operativos a partir del 2010 y que se muestran en la tabla No. 5.3.

Los costos mensuales y detalle de cálculo para cada uno de los arrendamientos de los proyectos de generación, se muestran adjuntos al final del capítulo 3.

Con base en la información contenida en los apartados mencionados, se obtiene el resumen de datos para la partida de pago de arrendamientos que se muestra a continuación:

Tabla No. 5.3 Proyección de pagos por arrendamiento

Millones de Colones

DETALLE 2010 2011 2012 2013 2014 2015TOTAL

PERIODO

P. H. Peñas Blancas 4 842,09 5 104,21 5 335,08 5 508,20 5 479,24 5 757,66 32 026,48P. H. Cariblanco 13 453,85 14 182,18 14 823,65 15 576,88 16 368,38 17 200,11 91 605,05P. T. Portátil Barranca 12 839,75 6 772,11 0,00 0,00 0,00 0,00 19 611,86P. T. Portátil San Antonio 30 169,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 30 169,44P. T. Garabito 19 828,72 35 832,27 37 452,99 39 356,08 41 355,87 43 457,28 217 283,20P. G. Pailas 0,00 0,00 11 909,05 12 521,08 13 164,56 13 841,10 51 435,78P. H. Toro 3 0,00 0,00 4 043,95 8 498,86 8 930,71 9 384,51 30 858,03

TOTAL 81 133,85 61 890,77 73 564,71 81 461,10 85 298,76 89 640,65 472 989,84

Fuente: Proyecciones financieras, Gerencia de Finanzas

Tal y como lo muestra la tabla anterior, los pagos asociados muestran en el período 2010 – 2015 un comportamiento estable en los montos, reflejando un crecimiento estrictamente asociado a las variaciones en las premisas económicas y las fórmulas de cálculo establecidas en los respectivos contratos, como se mencionó anteriormente.

Por su lado, la planta térmica portátil de San Antonio presenta el 2010, el monto debido a la desmovilización y la correspondiente indemnización.La proyección muestra la incorporación del pago del alquiler asociado con la Planta Térmica Garabito, cuyos pagos se incorporan a partir de Junio del 2010, con un monto total en los 7 meses de ese año de ¢19 828,72 millones. Como se menciona más adelante, las cuotas por el alquiler de esta planta son constantes en dólares estadounidenses y varían según el tipo de cambio promedio para cada uno de los años de la proyección.

212

5.2 Base tarifaria

La Autoridad Reguladora utiliza como metodología para definir el nivel de las tarifas, el rédito para el desarrollo. Para obtener dicho resultado, uno de los componentes más importantes y que constituye el denominador en la fórmula de cálculo es la inversión inmovilizada, definida para efectos tarifarios como “base tarifaria”, la cual es el resultado de la suma del activo fijo en servicio neto revaluado promedio más el capital de explotación.

El detalle de los componentes de la base tarifaria se menciona en el apartado de metodología; no obstante, a continuación se realiza una breve reseña al respecto:

El activo fijo en servicio neto revaluado promedio: es la suma del activo fijo en servicio neto revaluado del año en que se efectúa el cálculo más el activo fijo en servicio neto revaluado del año anterior, dividido entre dos.

Capital de explotación: corresponde al total de costos y gastos de operación (sin incluir las compras entre Sistemas ni depreciación), dividido entre 360 y multiplicado por el período medio de cobro.

Periodo medio de cobro: corresponde a las cuentas a cobrar consumidores promedio de los años 2007, 2008 y 2009, dividido entre el total de ventas promedio del mismo período por 360, que equivale a los días del año comercial.

Base tarifaria: finalmente esta cifra es la suma del activo fijo en servicio neto promedio y el capital de explotación

El activo fijo en servicio corresponde a la suma del activo fijo en operación más los otros activos en operación. El activo fijo en operación está compuesto por las plantas hidráulicas, térmicas, geotérmicas y eólicas. Tanto estos grupos de activos fijos como los otros activos en operación, se proyectan en forma independiente, ya que los índices de revaluación y las tasas de depreciación son diferentes entre los grupos.

Los otros activos en operación, por tratarse de adquisición de bienes terminados, se capitalizan anualmente según el monto reflejado en el programa de inversiones.

El cambio en el valor del activo fijo de un año a otro responde al comportamiento de las incorporaciones o retiros de activos. Respecto a este último punto, en el período de proyección no se estiman retiros de activos productivos.

La adición de activos corresponde a las obras en construcción que al entrar en operación, pasan a formar parte del activo fijo en servicio del Sistema de Generación, para efectos de su estimación se realiza una proyección separando los proyectos de generación de las erogaciones que por su naturaleza son inversiones que se capitalizan anualmente.

Cabe señalar que la metodología seguida para estimar la capitalización de obras es concordante con las políticas contables que aplica el Proceso Contable de la Subgerencia de Finanzas.

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Respecto a las incorporaciones de activos, en la siguiente tabla se muestra el detalle de las adiciones proyectadas de activos.

Tabla No. 5.4 Resumen de la adición de activos

Millones de ColonesPROYECTO 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PH PIRRIS 0,00 359 184,19 0,00 0,00 0,00 0,00PH CACHI II 0,00 0,00 0,00 75 424,97 0,00 0,00MODERNIZACIÓN RÍO MACHO #1 y #2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 301,79MODERNIZACIÓN RÍO MACHO #3 y #4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4 190,58MODERNIZACIÓN COLIMA 0,00 0,00 0,00 0,00 35 628,12 0,00

Total Inversiones 0,00 359 184,19 0,00 75 424,97 35 628,12 4 492,37CAPITALIZACIONES ANUALESOtras mejoras en plantas de generación 10 940,95 18 493,89 17 472,91 1 191,34 3 330,64 875,93Otras actividades 3 239,19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Mantenimientos mayores en plantas de genereación 16 170,73 7 687,75 7 822,97 5 171,05 3 723,15 3 161,89Otros activos de Construcción 88 976,86 140 381,93 21 305,92 4 183,70 1 851,15 1 629,50Otros activos de Operación 10 946,81 36 933,78 22 036,33 14 532,02 16 231,12 16 352,75

Total capitalizaciones anuales 130 274,54 203 497,35 68 638,14 25 078,11 25 136,07 22 020,08Total General 130 274,54 562 681,54 68 638,14 100 503,08 60 764,18 26 512,45


Según se muestra en la tabla, de lo correspondiente a proyectos de generación, en el período en estudio se registra el PH Pirrís en el 2011, en año 2013 el PH Cachí II, en el año 2014 la Modernización Colima y para el 2015 las modernizaciones de Río Macho.

Derivado de lo anterior el mayor aporte al activo productivo para los años 2009 y 2010 lo realiza el grupo de “Capitalizaciones Anuales”, dentro del cual el rubro más representativo es el de “Otros activos de construcción”, representando un 68,30% del total de activo a adicionar.

Dentro del grupo de otros activos en operación para la construcción, según el detalle de adiciones que se incorpora en el Anexo No. 12 referente a la “Metodología de proyección del activo fijo en servicio” los componentes más importantes en el 2010 y 2011 son las partidas de “equipo de construcción” y “equipo de transporte”; los cuales corresponden a la maquinaria y equipo a adquirir por parte del Centro de Servicio de Maquinaria, Equipo y Transporte de la UEN PYSA, para hacer frente a los servicios constructivos que realiza dicha UEN.

Como resultado de los puntos explicados, así como de la información incorporada en el Balance de Situación del Sistema de Generación para el período 2010 – 2015, se obtiene la proyección de base tarifaria que se muestra en la siguiente tabla.

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Tabla No. 5.5Base Tarifaria Cálculo sobre el escenario de tarifas actuales

Millones de colonesCONCEPTO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Período medio de cobro 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4

Activo fijo en servicio neto promedio 1 109 905,5 1 121 989,3 1 397 264,5 1 644 736,1 1 652 901,9 1 645 915,8 1 591 276,1

Capital de explotación 24 281,1 27 958,5 19 006,5 20 765,5 21 997,7 28 452,3 31 155,8

Inversión inmovilizada 1 134 186,6 1 149 947,9 1 416 271,0 1 665 501,6 1 674 899,6 1 674 368,1 1 622 432,0

De acuerdo con las cifras, la base tarifaria muestra un crecimiento en el 2011 con respecto al 2010 de ¢266 323,2 millones, equivalente a un 23,1%, sustentada principalmente en el componente de capitalizaciones anuales tal y como se analizó en la tabla anterior. Por su parte, para el 2011 se presenta un aumento mayor dado el efecto en el activo fijo promedio por la incorporación del PH Pirrís.

6. SERVICIO DE DEUDA

El ICE ha realizado importantes esfuerzos en su gestión financiera, tanto para la consecución de nuevos créditos, como para la reconversión de la deuda ya existente.

El servicio de la deuda del Sistema representa en promedio para el periodo 2010-2015, el 58% del total del servicio de la deuda del ICE-Sector Electricidad. Este incluye el pago de amortizaciones e intereses de los préstamos actuales contratados tales como: BID 1931 A/OC-CR Tramo A y B, el préstamo BID CCLIP ETAPA 1 a partir del 2011, así como el BCIE No 1599 Pirrís, BCIE #.1856, BCIE 1516 Planta Térmica Moín, así como otros préstamos de Bancos Comerciales como el CitiBank, Bonos de las series A y B, los préstamos del BCIE representan los montos mayores seguidos por el BID. En el caso de la deuda interna esta corresponde a la deuda entre sectores, la reparación de Moín, el pago a la CNFL, entre otros.

La Tabla No. 6.1 presenta los requerimientos asociados con la atención del pago del servicio de deuda, referido a los rubros de amortización e intereses de los créditos asignados al Sistema de Generación.

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TABLA No 6.1 RESUMEN SERVICIO DEUDAICE - SECTOR ELECTRICIDAD

SISTEMA DE GENERACIONMILLONES DE COLONES

AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015AMORTIZACION

DEUDA INTERNA 3 395,3 2 986,0 2 600,7 19 088,9 1 826,4 838,3BANCOS DE DESARROLLO 14 423,4 31 550,6 42 415,6 48 164,7 50 946,6 51 400,8BANCA COMERCIAL 3 544,0 3 631,5 3 795,8 19 926,2 30 260,2 4 305,4DEUDA FUTURA SIN CONTRATO 0,0 0,0 0,0 18 133,3 19 054,7 20 023,0

TOTAL AMORTIZACION 21 362,8 38 168,2 48 812,1 105 313,2 102 087,9 76 567,4

INTERESES DE OPERACIONDEUDA INTERNA 9 495,9 12 010,7 12 059,6 12 166,5 11 723,8 11 918,1BANCOS DE DESARROLLO 21 838,7 22 993,7 21 801,0 22 087,6 20 467,3 18 643,9BANCA COMERCIAL 3 723,2 3 567,7 3 492,5 3 421,2 1 304,0 212,2DEUDA FUTURA SIN CONTRATO 0,0 2 049,7 6 427,2 17 731,1 17 666,8 17 550,3

TOTAL INTERESES 35 057,8 40 621,9 43 780,2 55 406,4 51 161,9 48 324,4

TOTAL SERVICIO DE DEUDA 56 420,5 78 790,0 92 592,4 160 719,6 153 249,8 124 891,8


Según la tabla anterior, en promedio para el período 2010 – 2015 las amortizaciones representan un 58,85% del total de recursos destinados al pago de la deuda, el 41,15% restante corresponde al rubro de intereses, considerando en ambos casos la porción correspondiente al préstamo BID CCLIP - Etapa I.De acuerdo con la composición de las amortizaciones del 2011, el pago de los créditos a los bancos de desarrollo representa el rubro más importante con un 82,66% del total a pagar.

Dentro de este segmento destaca la amortización de los préstamos asociados al PH Pirrís, específicamente el BCIE N° 1599 y el contratado con el JBIC, entre ambos representan ¢14 346,7 millones equivalentes a un 37,58% del total de amortizaciones del 2011. Otras amortizaciones importantes corresponden al BID 1931/A/OC Tramo Ay B, así como al CCLIP Etapa 1 y BCIE Reestructuración.

En particular el crédito BID 1931 A/OC-CR fue utilizado en el prepago de los préstamos OECF, BID 796 y Credit Suisse, como parte del programa de reconversión de pasivos, el cual también incluyó la línea de crédito “Restructuración BID”.

La tabla siguiente muestra el detalle de amortizaciones realizadas al segmento de Bancos de Desarrollo que forman parte del servicio de deuda para el período 2010-2015.

216

TABLA No 6.2 AMORTIZACION DE PRÉSTAMOS

ICE - SECTOR ELECTRICIDADSISTEMA DE GENERACION

Millones de Colones


En la composición de los gastos financieros, cuyo detalle se muestra en la tabla siguiente, al igual que en las amortizaciones para el 2011, las erogaciones del segmento de bancos de desarrollo genera la mayor cantidad de pagos con un 59,61% del total de intereses y que corresponde a un monto de ¢22 993,7 millones. La deuda interna representa un 31,32% dentro del total del pago de intereses y corresponde en su mayor parte al pago de intereses por la emisión de Bonos de las serie A1, A2, A3, B1 y B3 los cuales son nuevos préstamos cuyo acreedor es la Central de Valores (CEVAL) y están destinados a mejoras en proyectos de generación en operación tales como Cachí, Moín I, II III, Río Macho, Arenal y también a atender necesidades de nuevos proyectos de generación como Borinquen, Pailas, Nuevo Mundo, PH Savegre, RG 430, Ayil.

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PRESTAMO 2010 2011 2012 2013 2014 2015Deuda Interna

I.N.S # 1 0,0 0,0 0,0 14 987,4 0,0 0,0I.N.S # 2 0,0 0,0 0,0 1 488,1 0,0 0,0Deuda a entre Sectores 1 067,0 1 067,0 1 067,0 1 067,0 266,8 0,0Deuda entre Sectores pago percentil 792,2 396,1 0,0 0,0 0,0 0,0Deuda entre Sectores reparación Moín 548,8 548,8 548,8 548,8 548,8 548,8Pago CNFL 735,4 735,4 735,4 735,4 735,4 0,0Tramo # 5 252,0 238,8 249,6 262,3 275,6 289,6

Subtotal Deuda Interna 3 395,3 2 986,0 2 600,7 19 088,9 1 826,4 838,3BID

BID # 463 22,6 11,1 0,0 0,0 0,0 0,0BID # 598 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0BID 1931 A/OC-CR Tramo A 0,0 1 714,3 3 583,8 3 765,9 3 957,2 4 158,3BID 1931 A/OC-CR Tramo B 0,0 3 609,1 7 544,8 7 928,1 8 331,0 8 754,3Préstamo BID CCLIP - ETAPA I 0,0 2 863,1 2 992,6 3 144,6 3 304,4 3 472,3Préstamo BID CCLIP - ETAPA II 0,0 0,0 0,0 1 577,1 1 657,3 1 741,5

Subtotal BID 22,6 8 197,6 14 121,1 16 415,7 17 249,9 18 126,4BCIE

BCIE # 1856 1 260,1 2 656,7 2 776,8 2 917,9 3 066,2 3 222,0BCIE N° 1599 - PIRRIS 8 997,9 8 062,8 8 427,5 8 855,7 9 305,7 9 778,6BCIE 1516 (Planta Termica Moin) 1 908,2 1 956,9 2 045,5 2 149,4 2 258,6 0,0BCIE Restructuración 2 195,9 2 511,7 2 928,2 3 395,3 3 902,4 4 339,5BCIE # 1962 0,0 0,0 1 616,2 3 396,7 3 569,3 3 750,7

Subtotal BCIE 14 362,1 15 188,2 17 794,3 20 715,1 22 102,2 21 090,8Otros

JBIC-Pirris 38,7 6 283,9 6 568,1 6 901,8 7 252,5 7 621,1CAF 0,0 1 881,0 3 932,2 4 132,0 4 341,9 4 562,6

Subtotal Otros 38,7 8 164,9 10 500,3 11 033,8 11 594,5 12 183,6Bancos Comerciales

BONOS A 0,0 0,0 0,0 15 937,6 0,0 0,0CITIBANK 2 853,7 2 926,6 3 059,0 3 214,4 3 377,7 3 450,4BONOS B 0,0 0,0 0,0 0,0 26 068,8 0,0M&T BANK 690,3 704,9 736,8 774,3 813,6 854,9

Bancos Comerciales 3 544,0 3 631,5 3 795,8 19 926,2 30 260,2 4 305,4TOTAL SERVICIO DEUDA 21 362,8 38 168,2 48 812,1 87 179,8 83 033,2 56 544,5

PRESTAMO 2010 2011 2012 2013 2014 2015Deuda Interna

I.N.S # 1 357,2 455,6 476,2 500,4 0,0 0,0I.N.S # 2 36,3 45,2 47,3 49,7 0,0 0,0Deuda a entre Sectores 228,0 225,2 146,9 68,5 4,9 0,0Deuda entre Sectores pago percentil 49,7 14,5 0,0 0,0 0,0 0,0Deuda entre Sectores reparación Moín 273,3 271,9 231,6 191,3 151,0 110,8Pago CNFL 178,9 228,9 167,8 106,8 45,8 0,0Tramo # 5 80,3 91,1 78,4 64,7 49,4 32,3Emisión bonos Serie A1 3 521,1 4 904,2 4 904,2 4 904,2 4 904,2 4 904,2Emisión bonos Serie A2 759,5 620,7 620,7 620,7 620,7 620,7Emisión bonos Serie B1 2 278,4 2 263,9 2 366,3 2 486,5 2 612,9 2 745,6Líneas de Crédito 725,5 764,8 799,3 840,0 882,6 927,5Emisión bonos Serie B3 1 007,8 2 124,8 2 220,9 2 333,8 2 452,3 2 577,0

Subtotal Deuda Interna 9 495,9 12 010,7 12 059,6 12 166,5 11 723,8 11 918,1BID

BID # 463 0,6 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0BID 1931 A/OC-CR Tramo A 3 143,8 1 940,5 1 901,5 1 820,5 1 726,3 1 618,0BID 1931 A/OC-CR Tramo B 5 544,7 3 617,6 3 279,6 2 838,1 2 641,5 2 417,6Préstamo BID CCLIP - ETAPA I 0,0 3 210,2 3 183,3 3 164,3 3 135,1 3 094,7Préstamo BID CCLIP - ETAPA II 0,0 0,0 0,0 1 768,4 1 762,9 1 752,4

Subtotal BID 8 689,1 8 768,4 8 364,4 9 591,2 9 265,8 8 882,6BCIE

BCIE # 1856 2 266,6 2 193,8 2 089,2 1 981,1 1 856,7 1 714,6BCIE N° 1599 - PIRRIS 5 006,9 4 186,2 3 757,0 3 297,9 2 782,4 2 206,1BCIE 1516 (Planta Termica Moin) 649,6 534,6 408,7 271,7 119,7 0,0BCIE Restructuración 1 416,1 1 225,9 1 048,5 830,1 558,3 226,9BCIE # 1962 2 322,5 2 716,5 2 839,4 2 921,5 2 808,7 2 676,8

Subtotal BCIE 11 661,5 10 857,0 10 142,7 9 302,3 8 125,9 6 824,4Otros

JBIC-Pirris 23,6 2 108,2 2 059,1 2 011,9 1 954,6 1 886,2CAF 1 464,4 1 260,1 1 234,8 1 182,2 1 121,1 1 050,7

Subtotal Otros 1 488,1 3 368,3 3 293,9 3 194,1 3 075,6 2 936,9Bancos Comerciales

BONOS A 1 004,6 1 030,3 1 076,9 1 131,6 0,0 0,0CITIBANK 1 207,3 1 015,7 836,8 643,0 427,4 188,2BONOS B 1 420,6 1 456,9 1 522,8 1 600,1 840,7 0,0M&T BANK 90,7 64,9 56,1 46,5 35,8 23,9

Subtotal Bancos Comerciales 3 723,2 3 567,7 3 492,5 3 421,2 1 304,0 212,2TOTAL SERVICIO DEUDA 35 057,8 38 572,2 37 353,1 37 675,3 33 495,1 30 774,1

TABLA No 6.3 GASTOS FINANCIEROS


MILLONES DE COLONES

Fuente: Proyecciones Financieras Gerencia de FinanzasEn detalle, el cambio más significativo del 2011 con respecto al 2010, es el préstamo “BCIE N° 1599” empleado en el financiamiento del PH Pirrís.

También destaca la estimación del pago, a partir del 2011 por un monto de ¢3 210,2 millones del BID CCLIP Etapa 1, la deuda interna también pasa de ¢9 495,9 en el 2010 a ¢12 010,7 millones en el 2011.La deuda futura para el sistema se muestra a continuación:

218

TABLA No 6.4 DEUDA FUTURA


MILLONES DE COLONESAÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PRESTAMOFinanciamiento proveedores 0,0 0,0 0,0 18 133,3 19 054,7 20 023,0

Total Amortización 0,0 0,0 0,0 18 133,3 19 054,7 20 023,0Bonos 0,0 2 049,7 4 284,8 4 502,5 4 731,3 4 971,7Bonos 0,0 0,0 2 142,4 4 502,5 4 731,3 4 971,7Financiamiento proveedores 0,0 0,0 0,0 8 726,1 8 204,3 7 606,9

Total intereses 0,0 2 049,7 6 427,2 17 731,1 17 666,8 17 550,3TOTAL SERVICIO DE DEUDA 0,0 2 049,7 6 427,2 35 864,4 36 721,5 37 573,2


7. INVERSIONES

El plan de inversiones representa la estimación cuantitativa de metas y esfuerzos necesarios para el desarrollo y mejoramiento del Sistema de Generación. Esto de acuerdo con los requerimientos previstos en el Plan de Expansión de la Generación de Mínimo Costo, el que a su vez obedece a la necesidad de atender el crecimiento de la demanda de energía en años futuros.

En este sentido resulta de mucha importancia, disponer de los recursos financieros para cumplir con los distintos requerimientos considerados en el plan de inversiones, ya que de lo contrario se estaría afectando la disponibilidad futura de energía, lo que a su vez incide directamente en los niveles de calidad y oportunidad en la prestación del servicio eléctrico por parte de la Institución.

A continuación, y como preámbulo al análisis del plan de inversiones para el período en estudio, se presenta un breve análisis de la ejecución del plan de inversiones contemplado en la anterior solicitud tarifaria. Adicionalmente se incluye un apartado referente al estado de los financiamientos considerados en el plan de inversiones.

7.1. Ejecución del Plan de Inversiones 2007 a 2009

En la siguiente tabla se muestra un resumen comparativo de la ejecución de las inversiones reconocidas por la Autoridad Reguladora para cada año con las inversiones efectivamente realizadas en el Sistema de Generación.

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Tabla No. 7.1Resumen comparativo de inversiones

Sistema de Generación(Cifras en millones de colones)

Año Inversión estimada Inversión ejecutada Porcentaje depor ARESEP por ICE ejecución

2007 74 852,0 63 971,2 85,5%

2008 145 406,0 111 093,1 76,4%

2009 103 413,0 158 839,0 153,6%

En esta tabla las cifras consignadas como inversión estimada por la ARESEP para cada año, fueron tomadas de los informes técnicos que respaldan las resoluciones tarifarias. Para el año 2009 en particular la cifra fue tomada del Cuadro No. 3.3.2 que aparece en la página No. 18 del Oficio # 0941-DEN-2008, del 17 de diciembre del 2008.

Para el año 2009, también la cifra correspondiente a la inversión ejecutada por el ICE proviene del resumen de los movimientos en los registros contables de las distintas obras y actividades contempladas dentro del plan de inversiones Sistema de Generación según el detalle que se presentó a la Autoridad Reguladora en el informe de ejecución de obras para el año 2009, remitido junto con el Oficio 0510-1074-2010 del 11 de agosto del 2010.

Para el año 2008, de manera similar, la cifra correspondiente a la inversión ejecutada por el ICE proviene del resumen de los movimientos en los registros contables de las distintas obras y actividades contempladas dentro del plan de inversiones Sistema de Generación según el detalle que se presentó a la Autoridad Reguladora en el informe de ejecución de obras para el año 2008, remitido junto con el Oficio 0510-1449-2009 del 17 de agosto del 2009.

Para determinar las inversiones realmente ejecutadas por el ICE durante el año 2007 se utilizó el mismo procedimiento, en consecuencia las cifras consignadas igualmente reflejan el resumen de los movimientos en los registros contables de las distintas obras y actividades contempladas dentro del plan de inversiones del Sistema de Generación según el detalle que se presentó a la Autoridad Reguladora en el informe de ejecución de obras para el año 2007, remitido junto con el Oficio 0510-0867-2008 del 16 de junio del 2008.

Como puede observarse en la tabla anterior, el monto reconocido por la Autoridad Reguladora en la inversión estimada para el año 2007, ascendía a ¢74 852,0 millones, sin embargo, la inversión real en el Sistema de Generación para ese año fue de ¢63 971,2 millones, para una ejecución real del 85,5% con respecto a las inversiones reconocidas.

Este resultado, sin embargo, no es representativo de la ejecutoria de inversiones en el Sistema de Generación en virtud de ajustes contables realizados en las cuentas de almacenes y activos por el cambio en la política de registro de las herramientas,

220

según la cual aquellas cuyo costo es inferior al 25% del salario base se consideran como gastos del período, los cuales distorsionan el resultado de la inversión.

Para el año 2008, según se muestra en la tabla anterior, se ejecutaron inversiones por ¢111 093,1 millones, que representan el 76,4% del monto de inversiones reconocidas por la Autoridad Reguladora, que ascienden a ¢145 406,0 millones.

Y para el año 2009, según se muestra en la tabla anterior, se ejecutaron inversiones por ¢158 839,0 millones, que representan el 153,6% del monto de inversiones reconocidas por la Autoridad Reguladora, que ascienden a ¢103 413,0 millones.

En todo caso, debe resaltarse que durante el trienio 2007-2009 el ICE realizó inversiones en el Sistema de Generación por un total de ¢333 903,4 millones, llegando, a pesar de las restricciones y con la salvedad de lo indicado en el párrafo tras anterior, a un promedio de ejecución del 103,2% del total de ¢323 671,0 millones de inversiones reconocidas por la Autoridad Reguladora para ese período.

7.2. Avance de obras a diciembre del 2009

En el Cuadro No. 7.1 incluido al final de este capítulo, se muestra la comparación entre los porcentajes de avance mostrados en los distintos proyectos al 31 de diciembre del año 2009, con respecto a los porcentajes de avance estimados para cada proyecto a esa fecha y reportados en el documento correspondiente a la solicitud de ajuste a las tarifas presentada en el mes de septiembre del 2008 (Expediente ET – 205 - 2008). En dicho cuadro se muestra también el detalle de la ejecución de las actividades previstas en los planes de mejoras y mantenimientos mayores a las plantas en operación.

A continuación el detalle del estado de avance logrado en los principales proyectos del Sistema de Generación durante el período.Programa Expansión de la Generación

PH Pirrís : Este proyecto de 128 MW, se está construyendo con el financiamiento parcial proveniente de los contratos de préstamo suscritos con el Japan Bank For International Cooperation (JBIC) y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Para el año 2009 se reportaron inversiones en este proyecto por ¢92 142,8 millones, monto que supera ampliamente a los ¢61 634,0 millones reconocidos por la ARESEP. El avance físico logrado es muy similar al programado, sobre todo por los grandes esfuerzos ejecutados en el levantamiento de la presa.

PT Garabito : Este proyecto es desarrollado a través de un fideicomiso constituido en el Banco de Costa Rica, se reportaron inversiones correspondientes a las labores de preparación del sitio obra de la planta y obras complementarias como caminos entre otras que le corresponden al ICE por un monto de ¢51,6 millones.

PG Las Pailas: En el año 2009 se logró iniciar la perforación direccional de los pozos 12, 24, 17 y 23 y además se firmó contrato del equipo electromecánico casa de máquinas. Esto ha provocado un gran avance en la ejecución de las obras.

221

Modernización Planta Cachí : Para este año se registraron contablemente ¢362.6 millones como inversiones para la modernización de dicha planta de generación.

Proyectos en estudio

El ICE mantiene un programa continuo de estudio de nuevos proyectos de generación a efectos de contar con suficientes alternativas de proyectos, al elaborar el plan de expansión de generación de mínimo costo. Cabe señalar que durante el año 2009 las inversiones realizadas en estudio de proyectos ascendieron a ¢21 820,5 millones, este monto corresponde en su mayoría a lo invertido en los proyectos PH El Diquís, PH Reventazón y PG Borinquen.

Adicionalmente, cabe aclarar que como resultado del cambio en la metodología interna para el tratamiento contable de los estudios de proyectos, los montos correspondientes a esos rubros, se trasladan a los cuentas de gastos (Cuentas 950 y 952) de Estudios Preliminares y Estudio de Proyectos respectivamente.

Dentro de los principales proyectos se encuentran los siguientes:

PH El Diquís : El avance programado para el diseño y planeamiento constructivo de la Planta de 623 MW de este proyecto era de un 69% de acuerdo a la solicitud tarifaria anterior, y su avance real a diciembre del 2009 es de un 94%. El programa del Proyecto registra un avance positivo: a pesar de haber cambiado el sitio de presa propuesto se tuvieron que programar de nuevo varios estudios que ya se habían realizado, ya que no eran válidos o consistentes con el nuevo esquema. Esto obligó a una reprogramación de los estudios del proyecto.

PG Las Pailas II : Se ubica en la vertiente pacífica del volcán Rincón de la Vieja. Mediante este estudio de factibilidad se pretende determinar si el yacimiento utilizado para la unidad generadora Las Pailas (35 MW) tiene capacidad para sostener la producción de una planta adicional de 55 MW.

El estudio del proyecto consiste en la perforación de cinco pozos profundos, mediante los cuales se espera obtener la información geocientífica necesaria para preparar el informe final de factibilidad técnica, económica y ambiental. Las obras comenzaron en el segundo semestre del 2008 y se espera que para el año 2011 esté finalizado el documento final.

Actualmente el proyecto cuenta con un 25% de avance físico a junio del 2010.

PG Borinquen : En el caso de este proyecto, se ubica en la vertiente pacífica del volcán Rincón de la Vieja. Mediante este estudio de factibilidad se pretende determinar si el posible yacimiento tiene capacidad para sostener la producción de una planta de 35 MW.

Es un proyecto de fuente geotérmica, estará ubicado en las faldas del Volcán Rincón de la Vieja, en la zona de Guanacaste.

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El estudio de factibilidad de este proyecto presenta un avance del 26% a diciembre del 2009 y las perforaciones continuarán una vez finalicen las perforaciones en el PG Pailas.

7.3. Plan de Inversiones 2010 - 2015

En este apartado se analiza el Plan de Inversiones del Sistema de Generación para el período que comprende del año 2010 al año 2015. Este plan está integrado por cuatro segmentos principales. En primera instancia se contempla el segmento que corresponde a la Expansión de la Generación, el cual abarca los proyectos en ejecución y los proyectos futuros. El segundo segmento del plan de inversiones contempla las modernizaciones a plantas en operación. El tercer segmento corresponde a Otras Inversiones, en el que se incluyen las inversiones en estudios de nuevos proyectos, las inversiones en mejoras al sistema y los mantenimientos mayores de plantas en operación. Finalmente, en el cuarto segmento se incluyen las inversiones previstas en Otros activos para construcción y para operación pertenecientes al Sistema de Generación.

En general, la metodología utilizada para la estimación de las inversiones consideradas en el Plan de Desarrollo Eléctrico Nacional hasta el año 2015 se basa en una revisión de los objetivos y metas cumplidas en años anteriores y asimismo de las metas a desarrollar en los próximos años pero tomando en cuenta la disponibilidad razonable de recursos.

Dentro de este contexto, se procedió a realizar una revisión completa del plan para el Sistema de Generación considerando el nivel de ejecutoria y la prioridad institucional de las distintas obras. En el Anexo No. 15, denominado “Justificación de Inversiones”, se presenta el detalle de las actividades asociadas con las necesidades de inversión, para cada uno de los proyectos contemplados en el plan, tanto en la etapa de ejecución como de estudio. Cabe señalar que se están contemplando únicamente los proyectos cuyo financiamiento está asegurado.

Es importante recalcar que dentro del nuevo plan de inversiones, se contempla la construcción de las siguientes plantas: PH Pirrís, PT Garabito, PH Toro 3, PH Reventazón, PH Cachí II y el PH El Diquís.

Finalmente, se incluyen las inversiones complementarias asociadas con la Planta Geotérmica Las Pailas, la cual cuenta con el apoyo financiero del Banco Centroamericano de Integración Económica.

Además, cabe señalar que en la presente solicitud se contemplan las inversiones complementarias asociadas con la modernización de las Unidades No. 1, No. 2, No. 3 y No. 4 de la Planta de Río Macho y las plantas térmicas de Colima y Moín.

Dentro del rubro de estudios de proyectos se encuentran: el PG Las Pailas II, el PG Borinquen, el PH Brujo I, el PH Savegre, el PG Mundo Nuevo, el PH RG 430, el PH Ayil, el PG Pocosol Arenal, PH RC 500 y los Llanos. Durante el período 2010-2015 se contemplan inversiones asociadas con el diseño y planeamiento constructivo de estas plantas.

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También se contemplan inversiones asociadas con la actualización y culminación de los estudios de factibilidad de los proyectos geotérmicos Las Pailas II y Borinquen. El programa de estudio de proyectos se completa con los proyectos geotérmicos de Borinquen y Las Pailas II, los cuales aprovechan el recurso del campo geotérmico del Volcán Rincón de la Vieja.

En general, las inversiones contemplan los costos directos estimados para cada uno de los proyectos. El rubro de costos indirectos se compone de la previsión por imprevistos y escalonamientos. Los imprevistos se estiman como el 10% del costo directo. Luego, a la suma del costo directo y la previsión de imprevistos se le aplica el factor de escalonamiento que refleja la provisión por variación de precios calculados a partir de las premisas de inflación y variación del tipo de cambio. Para la estimación de la previsión por escalonamiento de precios en la presente solicitud se utiliza un factor compuesto que pondera los índices de escalonamiento local y externo en base a la composición, por origen de los bienes y servicios, de las inversiones registradas históricamente para cada tipo de inversión.

Para el caso de este Sistema de Generación se aplican factores distintos según el tipo de planta: así, para plantas hidroeléctricas el factor de escalonamiento compuesto responde en un 34,0% a las variaciones en precios a nivel local y el restante 66,0% a las variaciones en precios externos y de devaluación del colón con respecto al dólar, según análisis del componente local y externo del costo de los activos fijos en operación a diciembre del 2009. Para el caso de plantas térmicas el factor de escalonamiento compuesto responde en un 35,5% a las variaciones en precios a nivel local y el restante 64,5% a las variaciones en precios externos; para las plantas geotérmicas el factor de escalonamiento compuesto responde en un 32,3% a las variaciones en precios a nivel local y el restante 67,7% a las variaciones en precios externos y para las plantas eólicas el factor de escalonamiento compuesto responde en un 36,6% a las variaciones en precios a nivel local y el restante 63,4% a las variaciones en precios externos, según el citado estudio. Finalmente, para el rubro de Otros activos el factor de escalonamiento responde en un 24,0% a las variaciones en precios a nivel local y el restante 76,0% a las variaciones en precios externos, según el mismo estudio.

Se considera que los factores de composición de las inversiones por origen de los bienes obtenida del análisis histórico, permite proyectar con mayor confianza esta previsión por variación de precios, puesto que refleja correctamente la utilización de bienes y servicios externos y locales en la ejecución de las obras.

Finalmente, para obtener las cifras totales se les adiciona la estimación de los gastos financieros correspondientes a la porción financiada, calculada aplicando las condiciones financieras de cada crédito en particular.

En el caso particular del Sistema de Generación, las inversiones del período serán financiadas parcialmente mediante los recursos de los préstamos con el Japan Bank for International Cooperation (JBIC) y con el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) para el PH Pirrís; el préstamo Nº 1908/OC-CR aprobado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros financiamientos que se encuentran en trámite, con los cuales se financiarán parcialmente las inversiones previstas para los años 2010 y 2011.

224

En los Cuadros Nos. 7.2 y 7.3, incluidos al final de este capítulo, se presenta el detalle de las cifras anuales de las inversiones para cada uno de los proyectos, así como para las actividades contempladas en el segmento de Otras Inversiones.

Cabe señalar que dentro del plan de inversiones se está incluyendo el rubro de “Otros Activos para Construcción” que corresponde a la estimación de la porción que se asigna al Sistema de Generación de los activos que se adquieren para uso de las dependencias que tienen a su cargo la construcción de nuevos proyectos del ICE. También el rubro de “Otros Activos para Operación” que son los utilizados en la ejecución de las operaciones del Sistema de Generación, dentro de los que se contempla también la porción de los activos para la Corporación que le corresponde al Sistema de Generación de acuerdo con los porcentajes de distribución vigentes a junio del 2010. Estos montos se registran como parte de la formación de capital.

Seguidamente se analizan los aspectos más relevantes en el comportamiento de las inversiones para el período 2010 – 2015. El siguiente gráfico muestra el comportamiento de las inversiones previstas en el Sistema de Generación para el período, en el que se ha incluido como referencia las inversiones realizadas en los años 2008 y 2009.

Gráfico 7.1 INVERSIONES EN GENERACIÓNMontos anuales período 2008 - 2015

Como se observa, el nivel de inversión proyectado en el Sistema de Generación para el período 2010 - 2015 muestra una tendencia creciente con respecto a las inversiones realizadas en el año 2008. No obstante, es necesario destacar que el nivel de inversiones del año 2008 fue relativamente bajo como resultado de las restricciones a que estuvo sometido el ICE, aparte de que está distorsionado como consecuencia de los ajustes contables realizados en las partidas de almacenes y de otros activos, según lo señalado en el apartado 7.1 anterior.

225

Comparando con el nivel de inversiones alcanzado en el año 2009, las inversiones proyectadas para el año 2010 presentan una situación especial debido a la mayor inversión en PH Pirrís, PH El Diquís y a la adquisición de maquinaria y equipo para construcción y equipos de transporte. Esta adquisición forma parte de un programa de renovación y fortalecimiento del parque de maquinaria con que cuenta el ICE para la construcción de los proyectos de generación, estimándose para el año 2010 una inversión cercana a los ¢358 900 millones. Para el año 2011 se muestra muestran un incremento del 29%. Para el año 2012 más bien se de una disminución del 9% en el total de inversiones proyectadas. Para el año 2013 también se da una reducción del 1%. Pero para el año 2014 tenemos más bien un aumento de la inversión del 8%. De la misma manera que los años tras anteriores en el año 2015 se evidencia otra reducción del 13% en lo estimado para inversión en el sistema de generación.

El en gráfico No. 7.2, adjunto, se muestra el comportamiento de la estructura de financiamiento de estas inversiones.

En dicho gráfico se observa el grado de apalancamiento para cada uno de los años del período, que es en promedio del 56%. Para el año 2010 el nivel de apalancamiento es de un 43%, para el año 2011 el nivel de apalancamiento se mantiene en un 61%, para el año 2012 el nivel de financiamiento será de un 55%, para el año 2013 será 59%, en el año 2014 será de 62% y en el año 2015 de un 57% por contemplar la utilización de otros esquemas de financiamiento para los proyectos citados anteriormente.

Gráfico 7.2 INVERSIONES EN GENERACIÓNMontos anuales base Locales y Externos

En el Cuadro No. 7.3 incluido al final de este capítulo se presenta un resumen general de las inversiones previstas a realizar durante el período 2010 – 2015 en cada uno de los segmentos anotados, separando las inversiones que se pretende

226

financiar con recursos propios (Local) de las inversiones que se estima serán financiadas mediante distintas fuentes (Externo).

Según se muestra en dicho cuadro, el monto total de inversiones en el año 2010 asciende a ¢358 899,7 millones, siendo el aporte proyectado del ICE del 57% contra un 43% de aporte externo. Destaca para ese año la inversión asociada con la ejecución del PH Pirrís, la cual forma parte del segmento Expansión de la Generación y se financia con recursos provenientes de créditos suscritos con el Japan Bank for International Cooperation (JBIC) y con el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Solamente este proyecto representa el 30% de la inversión prevista para ese año.

Para el año 2011, la estimación de recursos para inversiones aumenta con respecto a la del año 2010, ya que la cifra asciende a ¢461 346,0 millones, originado fundamentalmente en un mayor requerimiento de fondos para la ejecución de los proyectos realizados con otros esquemas de financiamientos y, como se mencionó anteriormente, por la inclusión del programa de adquisición de maquinaria y equipo para la construcción de proyectos.

Es importante destacar que otros rubros, además de los señalados, que también aumentaron son los montos de los Proyectos en Estudio, Mejoras al Sistema y los Mantenimientos Mayores al Sistema.

Para el año 2012 se están estimando inversiones por un total de ¢420 910,2 millones, mostrando una disminución del 9% con respecto al año 2011. Para este año los rubros más importantes corresponden al PH Reventazón y el PH El Diquís.

Para los años 2013 y 2014 también los montos más sobresalientes son PH Reventazón, el PH El Diquís y además las Modernizaciones de las Plantas Río Macho y Planta Colima; actividades a las que corresponde el 72% del requerimiento de fondos proyectado.

Para el año 2015 se proyectan inversiones por un monto de ¢391 310,5 millones, de los cuales el valor más representativo es el PH El Diquís el cual conlleva el 69% del total de la inversión estimada para este año.

En el cuadro No. 7.4 incluido al final de este capítulo se muestra el nivel de avance al mes de junio de los proyectos en ejecución y se muestra el avance esperado a diciembre del 2010 de acuerdo con el plan de trabajo que respalda la estimación de inversiones. En este cuadro se incluyen las observaciones pertinentes.

8.4. Situación del financiamiento.

En atención a los requerimientos planteados por la ARESEP en La Gaceta N° 51 del 13 de marzo del 2001, según consta en el punto XLV del apartado de resoluciones, seguidamente se detalla lo pertinente al financiamiento de las inversiones del Sistema de Generación.

Se describe la situación vigente de los proyectos que se encuentran en etapa de desarrollo o cercana a la misma. Cabe señalar que las acciones emprendidas por la Institución en este sentido están orientadas al mejor aprovechamiento de los

227

recursos financieros, en función de la disponibilidad requerida por cada proyecto según el Plan de Expansión de la Generación de Mínimo Costo.

El componente externo del Plan de inversiones del Sistema de Generación considera la utilización de los siguientes créditos ya formalizados:

Japan Bank for International Cooperation (JBIC), Banco Centroamericano de Integración económica (BCIE), No. 1559, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Programa de emisión de bonos estandarizados

Adicionalmente se contempla la utilización de créditos con los proveedores de los procesos licitatorios asociados con el programa de adquisición de maquinaria y equipo que se encuentran en proceso. Además se incluye el financiamiento con la banca nacional y la aprobación de análisis y estudios sobre las emisiones internacionales.

A continuación se presentan las condiciones financieras y la situación actual de dichos préstamos.

a) Préstamo con el Japan Bank for International Cooperation (JBIC)

El préstamo tiene por objeto el financiamiento parcial del Proyecto Hidroeléctrico Pirrís. Este proyecto, que está ubicado en las cercanías de San Marcos de Tarrazú y San Pablo de León Cortés, toma las aguas del río Pirrís mediante la construcción de una presa de 113 metros de altura y una longitud de 270 metros. La conducción se realizará a través de un túnel de 10 600 metros de longitud para llevar las aguas a la casa de máquinas que albergará 2 turbinas tipo Pelton de 64 MW cada una.

Luego de las negociaciones con el JBIC de Japón, se logró concretar la firma del contrato de préstamo el 9 de abril del 2001, el cual fue ratificado mediante la Ley No. 8117, publicada en el Alcance No. 58 de La Gaceta No. 153 del 10 de agosto del 2001. Las principales condiciones del préstamo son las siguientes:

228

Características del préstamoMoneda YenesNombre del solicitante Instituto Costarricense de ElectricidadBanco Japan Bank for International Cooperation (JBIC)Monto del crédito ¥ 16 683 millonesPlazo 18 añosPeriodo de Gracia 7 años

Semestral Trimestral

Forma de pago Amortizaciones semestrales Análisis NA Inicial NA Compromiso NA D. Diligencia NA Administración NA

Plan de inversión P.H. Pirrís

Tasa de interés2.20%NA

Comisiones

A diciembre del 2010 se han desembolsado ¥16 011,15 millones, quedando un remante de ¥ 2 671,8 millones para aplicar al financiamiento parcial del proyecto.

b) Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) - Préstamo No. 1559.

Se formalizó un crédito con el BCIE por un monto de US$70 millones; monto que fue incrementado a US$105 millones mediante un addendum firmado el 27 de marzo del 2007. En junio del 2008 el BCIE aprobó una segunda ampliación por US$67 millones. En total se formalizó un préstamo por US$172 millones, de los cuales a setiembre del presente año ya se han desembolsado US$162,6 millones. Este crédito tiene por objeto también el financiamiento parcial del Proyecto Hidroeléctrico Pirrís. Las principales condiciones del crédito se pueden observar en el siguiente cuadro.

c) Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Con fondos del préstamo BID No. 796/OC-CR, otorgado por Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y aprobado por la Asamblea Legislativa a través de la Ley No. 7388 del 15 de abril de 1994, se financió parcialmente el Programa de Desarrollo Eléctrico III. En general los recursos de este préstamo se utilizaron en la compra de materiales y equipos, los cuales se registran temporalmente en los almacenes y que serán incorporados a las obras contempladas dentro del Programa de Desarrollo Eléctrico III que se construirán en el período contemplado.

Dicho convenio se firmó el 7 de enero del 2008 el cual fue ratificado mediante la Ley No.8722, publicada en el Alcance No. 16 de La Gaceta No. 74 del 17 de abril del 2009. El primer préstamo ascenderá a US$250 millones y ayudará a financiar inversiones en infraestructura que le permitirán al ICE garantizar la continuidad y calidad en la prestación de servicios. En lo que corresponde al Sistema de Generación, se destinarán US$83,96 millones de este préstamo con los cuales se financiarán estudios preliminares para nuevos proyectos hidroeléctricos y geotérmicos, la modernización de equipo electromecánico de la planta hidroeléctrica Río Macho y un programa de dragado y recuperación de embalses en seis centrales con el fin de aumentar su productividad y prolongar su utilidad. Las principales condiciones del crédito se pueden observar en el siguiente cuadro.

229

Características del préstamo Moneda Dólares Nombre del solicitante Instituto Costarricense de Electricidad Banco Banco Centroamericano de Integración Económica Monto del crédito US$172 millones Plazo 12 años Periodo de Gracia 5 y medio años Tasa de interés Semestral Ajustable trimestralmente (6,90%)

Trimestral NA Forma de pago Amortizaciones semestrales Análisis NA Inicial 0,25% Comisiones Compromiso 0,75% D. Diligencia NA Administración NA Plan de inversión P.H. Pirrís

En el Anexo No. 16 se incluye copia de la citada ley.

d) Programa de emisión de bonos local.

El Consejo Directivo, mediante acuerdo tomado en Sesión No. 5875 celebrada el 28 de mayo del 2009 aprobó la emisión de títulos valores de oferta pública mediante dos programas de emisiones de deuda estandarizadas, uno hasta por ¢200 000 millones de colones (doscientos mil millones de colones) y otro hasta por USD 200 millones (doscientos millones de dólares estadounidenses).

El ICE presentó ante la Superintendencia General de Valores todos los requisitos para la aprobación de los programas A y B de emisión de Bonos Estandarizados y ésta las autorizó formalmente mediante Resolución SGV-R-21115 del 10 de setiembre del 2009, con las siguientes características:

Programa A por hasta 200 mil millones de colones Programa B por hasta 200 millones de dólares

A la fecha ya se han dado todas las emisiones, las últimas se dieron de acuerdo con la siguiente descripción:

El 5 de abril: colocación de bonos por ¢6 485 millones El 11 de mayo: colocación de bonos por ¢466 millones El 22 de junio: colocación de bonos por US$50 millones El 25 de junio: colocación de bonos por US$25 millones

El ICE logró que Fitch Ratings, una de las tres mayores clasificadoras del mundo, le diera la calificación AAA, la más alta, a la nueva emisión de bonos. Esta calificación denota la expectativa más baja de riesgo del crédito y se asigna solamente en casos de capacidad excepcionalmente fuerte de pago oportuno de compromisos financieros. Esta capacidad difícilmente es afectada negativamente por los eventos previsibles. Fitch Ratings proporciona clasificaciones, investigaciones y evaluaciones a más de: 1.600 bancos, 1.000 corporaciones, 700 compañías de seguros entre otras.

230

Características del préstamo Moneda Dólares Nombre del solicitante Instituto Costarricense de Electricidad Banco Banco Interamericano de Desarrollo Tracto I (2008 - 2011) Tracto II (2011 - 2014) Monto del crédito US$250 millones US$ 250 millones Plazo 25 años 25 años Periodo de Gracia 5 años 5 años Tasa de interés Semestral Ajustable trimestralmente (5,49%)

Trimestral NA Forma de pago Amortizaciones semestrales Análisis NA Inicial NA Comisiones Compromiso 0,15% sobre saldos no desembolsados D. Diligencia NA Administración NA Plan de inversión Programa desarrollo eléctrico 2008-2014

Las principales condiciones del programa de emisiones que se encuentra en proceso, se pueden observar en el siguiente cuadro.

Moneda A: Colones y B: Dólares

Nombre del solicitante Instituto Costarricense de Electricidad

Monto de la emisión A: ¢200 000 Millones y B: US$200 Millones

Plazo 12 años

Tasa de interés A definirse previo a la colocación mediante comunicado de Hecho Relevante

Denominación o valor facial A: ¢1 000 000 (un millón de colones) y B: US$1 000 (mil dólares)

Comisiones Contribución a SUGEVAL (0,03% anual sobre la emisión autorizada)

Plazo de colocación Entre Septiembre y Noviembre

Características del programa de emisión de bonos estandarizados

En el Anexo Nº 16 se incluye copia de la comunicación del acuerdo tomado por del Consejo Directivo y de la comunicación de la Resolución SGV-R-21115.

e) Crédito comercial:

El ICE para la compra de maquinaria y equipo se financiará mediante el crédito comercial con los proveedores; la mayoría de estos equipos serán utilizados en los Talleres de la Unidad Maquinaria Transporte y Equipos (MET). Estos equipos serán adquiridos mediante una serie de licitaciones dentro de cuyas condiciones se contempla el requerimiento para que los oferentes presenten, junto con la oferta del suministro, una fuente de financiamiento aceptable. Se adjunta lista de licitaciones y contrataciones directas previstas, con el estado de la compra, tiempo de entrega y fecha estimada de entrega.

f) Préstamo Banca Nacional:

Dadas las condiciones del mercado de instrumentos de deuda, disponibles para el financiamiento de proyectos en moneda nacional y como parte de la estrategia para cubrir el financiamiento de las inversiones del Sector Electricidad, se están aprovechando los financiamientos disponibles en la banca local; específicamente del Banco Nacional de Costa Rica y del Banco Popular. Este financiamiento asciende a US$137,21 millones, de los cuales una parte se destina al financiamiento de inversiones en el Sistema de Generación. Las principales condiciones del crédito se pueden observar en el siguiente cuadro.

231

Características del préstamoMoneda Dólares y ColonesNombre del solicitante

Instituto Costarricense de Electricidad

Banco BNCR BPMonto del crédito US$30,0 millones US$57,4 millones

¢15 600 millones ¢29 848 millonesPlazo 20 años 20 añosPeriodo de Gracia 18 meses 24 meses

Tasa de interésSemestral Prime+0,5% y TB+3% Libor+1,75% y TB+3%Trimestral NA NA

Forma de pago Mensual o trimestral Mensual o trimestralAnálisis NA NAInicial NA NA

Comisiones Compromiso NA NAD. Diligencia NA NAAdministración NA NA

Plan de inversión Obras de Transmisión, Distribución y Alumbrado Público

g) Programa de emisión de bonos internacionales:

El Consejo Directivo, mediante acuerdo tomado en Sesión No. 5908 celebrada el 6 de mayo del 2010 autorizó a la Junta de Adquisiciones Corporativa a aprobar los trámites correspondientes a la emisión internacional de Bonos ICE, hasta un monto de US$500 millones.

Actualmente se están realizando las gestiones para el cumplimiento de los requisitos previos.

232

234

CUADROS CAPITULO 7

8. ANÁLISIS FINANCIERO

8.1 Evolución financiera histórica 2005 - 2009

Las cifras y conclusiones mostradas a continuación se sustentan en la información contenida en los Estados Financieros por Sistemas Auditados, correspondientes al período 2005 - 2009

A continuación se presenta el gráfico con los costos promedios del Sistema de Generación para el periodo en mención. En el mismo se destacan los gastos con mayor peso:

Compra de energía a generadores privados Combustibles y lubricantes Depreciación activos en operación Alquileres operativos de instalaciones Costos de operación, mantenimiento y comercialización

Es importante indicar que el rubro Otras cuentas agrupa a: Servicios de Regulación, Costos administrativos del EOR-OMCA, Absorción de partidas amortizables, Canon de Aguas, Complementarios de operación y Depreciación de otros activos en operación.

Gráfico N° 8.1Total costos y gastos promedio 2005-2009

Millones de Colones

253

59 827.7 58 058.8

39 906.7

29 970.2

23 900.6

6 930.4 6 429.4 6 065.0 4 390.0 4 194.1 3 280.6 2 812.4

24.02%23.31%

16.02%

12.03%

9.60%

2.78%2.58% 2.44%

1.76% 1.68% 1.32% 1.13%

0.0

10 000.0

20 000.0

30 000.0

40 000.0

50 000.0

60 000.0

Co

mp

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Cu

en

tas

Se

gu

ros

Compra de energía a generadores privados:

Del 2005 al 2006 el crecimiento está asociado al aumento del 5,4% de energía comprada equivalente a 57,6 GWh. Y a la incorporación de las plantas BOT General y La Joya, las cuales generaron en el 2006 297.4 GWh.

Para el 2007 estas plantas pasan a generar 460,2 GWh, lo que representa un incremento en los costos de ¢9 884 millones. Otro incremento que se presento en el 2007 fue los 16.2 GWh generados de más por el BOT Miravalles III equivalente a ¢960 millones.

En el 2008 este rubro presenta una disminución de ¢1 931 millones, producto principalmente a la disminución de la generación eólica la cual pasa de 167,7 GWh en el 2007 a 145,2 GWh.

Para el año 2009 se presenta un incremento de ¢12 003 millones, originado en un aumento de ¢3 948 millones en la generación eólica y la incorporación del proyecto eólico Guanacaste. También se presenta un incremento por ¢5 222 millones en la compra de energía a los BOT.

El siguiente gráfico muestra el comportamiento de las compras a generadores privados del periodo analizado.

Gráfico N° 8.2Total de costos de compra de energía a generadores privados

Período 2005-2009 Millones de Colones

254

38 786.00

52 081.00

66 708.00 64 780.00

76 783.58

0.00

10 000.00

20 000.00

30 000.00

40 000.00

50 000.00

60 000.00

70 000.00

80 000.00

90 000.00

2005 2006 2007 2008 2009

Compra de energía Generadores Privados

Combustibles y lubricantes

Es importante aclarar que la generación térmica con plantas ICE se realiza principalmente con combustible Diesel, para el periodo de análisis el 97% de los 2 332 GWh generados se generaron con este combustible. Para el año 2006 se presenta un aumento de la generación térmica de 166 GWh debido al aumento de la demanda la cual incremento del 2005 con respecto al 2006 en 5.22%. Además se dio un incremento en el precio promedio del diesel de ¢64,5 por lt/d. Ambos efectos originaron un aumento en este rubro por ¢24 106 millones.

En el 2007 la tendencia fue la misma, presentándose un incremento de 148 GWh generados con térmico y a un aumento en el precio del diesel de ¢28.22 por lt/d.

Para este año la demanda se incremento en un 4 % y se presento una disminución de 32.4 GWh en la generación eólica.

A pesar que en el año 2008 el incremento de lo generado con térmico con respecto al 2007 fue únicamente de 3 GWh, el incremento en el precio del diesel (¢172,46 lt/d) origino un incremento ¢30 486 millones en los costos del sistema por este concepto.

Para el 2009 se presenta una disminución en la demanda, lo que origina a su vez una disminución de 137 GWh generados con térmico. Para este año se presenta una estabilización en los precios de los combustibles especialmente en el precio del diesel, que pasa en promedio de ¢502,82 por lt/d a ¢454,52, ambos efectos generan una disminución de ¢38 495,8 millones. Además la planta San Antonio generó un 95,86 % menos que en el 2008.

Gráfico N° 8.3Total de costos de combustibles y lubricantes

Período 2005-2009Millones de Colones

255

21 329.00

45 435.00

67 018.00

97 504.00

59 008.24

0.00

20 000.00

40 000.00

60 000.00

80 000.00

100 000.00

120 000.00

2005 2006 2007 2008 2009

Gasto Combustibles y Lubricantes

Depreciación:

Para los años 2005-2006 las depreciaciones correspondieron a ¢30 649 millones y ¢35 333 millones. Para 2007 el índice de revaluación fue muy bajo y por esa razón los resultados se reflejaron en una depreciación baja para el 2008. Para el año 2009 la depreciación se incrementa por mejoras y mantenimientos mayores que se capitalizaron en dicho año, sumado a la revaluación de activos operativos e inmovilizados. En el año 2008 el índice de revaluación se elevó por mostrar ese año el mayor nivel inflacionario, lo cual afectó el índice de revaluación de activos al alza en la parte del componente local.

Alquileres operativos: Desde el 2002 el ICE ha tenido que hacerle frente a los compromisos financieros derivados de los contratos de arrendamiento operativo. Los arrendamientos utilizados por la Institución han sido graduales motivo por el cual se dan incrementos bastante significativos de un periodo a otro. Se dio inicio con la Planta Eólica Tejona y la Planta Hidroléctrica Peñas Blancas y durante el 2006 contempla el arrendamiento de dos plantas propiedad del Grupo Pujol Martí Power Supply SA.

En el 2007 se inicia el arrendamiento de PH Cariblanco y apegado al plan de contingencia y a partir del 2008 entran a operar en un 100% las plantas térmicas portátiles de San Antonio y Barranca. El incremento de ¢31 599 millones con respecto al 2007 se debe fundamentalmente a la operación de la Planta Cariblanco durante todo el 2008. En el 2009 los alquileres operativos representan un 17,60% del total de costos y obedece a diferencias en el tipo de cambio, ya que las condiciones de los contratos se mantienen.

El siguiente gráfico muestra el comportamiento de los alquileres operativos e instalaciones para el periodo analizado.

Gráfico N° 8.4Total de costos de Alquileres operativos de instalaciones

Período 2005-2009Millones de Colones

256

9 370.00

14 682.00

19 258.00

50 857.00

55 684.00

0.00

10 000.00

20 000.00

30 000.00

40 000.00

50 000.00

60 000.00

2005 2006 2007 2008 2009

Alquileres Operativos de Instalaciones

Costos de operación, mantenimiento y comercialización

Los costos de operación, mantenimiento y comercialización, representan en promedio un 9,72% del total de gastos y costos del periodo analizado. Del 2005 al 2006, el aumento es debido en mayor medida por la realización de gastos no recurrentes en las plantas hidroeléctricas Arenal y Peñas Blancas, en las térmicas San Antonio y Moín II, así como las erogaciones hechas para las plantas geotérmicas Miravalles I, II y V.

Del 2006 al 2007 la partida de remuneraciones presenta un incremento justificado por el pago del percentil dado a principios del 2007, a los aumentos de ley, así como el pago de horas extras necesarias para la operación y mantenimiento del sistema. El aumento en rubro servicios obedece al pago de alquiler de maquinaria, equipo y mobiliario, transporte y pago de viáticos dentro del país. También se dio un incremento en la atención de la emergencia producto de la salida de las unidades que generaron los racionamientos, el pago de asesorías, capacitación, reparación de edificios y locales, entre otros. En el caso de materiales y suministros a inicios de enero del 2007 con la salida de las unidades 1, 2 y 3 de Moín Pistón generó la adquisición de herramientas y repuestos con el fin de solucionar el problema lo que incrementó los costos.

Para el periodo 2007-2008 los costos se incrementan, por la partida Contables la cual sube un 42,5% al incluir recurso humano en los centros de servicio técnico especializados en el mantenimiento de las centrales eléctricas. También aumentan las remuneraciones un 39,5%., por los ajustes salariales semestrales de ley, el incremento de las horas extras requeridas para la óptima operación y mantenimiento del sistema. Así como por el ajuste salarial dado a las clases técnicas en operadores y técnicos de las plantas.

Los costos se incrementan también por servicios, materiales y suministros y transferencias corrientes que crecen en promedio un 18%. Esto obedece a capacitación, pago de consultorías en plano ambiental y evaluación de operación y mantenimiento. Así como mantenimiento de las edificaciones de plantas, reparación de los rotores de las unidades 1 y 2 de Miravalles, entre otros.

Para el año 2009 con respecto al 2008 el incremento obedece fundamentalmente un mayor uso de los servicios de alquileres de maquinaria y equipo y mobiliario, así como de los diferentes servicios de mantenimiento que recibe el sistema. En el caso de mantenimiento y reparación de maquinaria y equipo de producción su crecimiento también fue muy alto pasando de ¢687.2 millones en el 2008 a ¢2 076,3 millones en el 2009.

El siguiente gráfico muestra el comportamiento de los gastos y costos de operación del periodo analizado.

257

Gráfico N° 8.5Total de costos de operación, mantenimiento y comercialización

Período 2005-2009

13 423.00

16 804.00

27 025.00 28 536.00

33 715.00

0.00

5 000.00

10 000.00

15 000.00

20 000.00

25 000.00

30 000.00

35 000.00

40 000.00

2005 2006 2007 2008 2009

Operación, Mantenimiento y Comercialización

Resultados de operación:

En el 2005 se obtiene un excedente de operación de ¢19 861 millones, para el siguiente año tan solo se obtuvo ¢762 millones; para los años siguientes 2007 y 2008, se alcanzan niveles críticos, en donde el excedente alcanza valores negativos del orden -¢31 944 millones y ¢-20 139,34 millones respectivamente

Para el 2007 hay un marcado deterioro de la situación financiera, el excedente de operación negativo revela la incapacidad del Sistema para atender con ingresos tarifarios la totalidad de los costos y gastos operativos en los que se incurrió para la prestación del servicio.

En términos generales la pérdida de operación resultante, es producto de un crecimiento en los ingresos del 2007 respecto al 2006 de ¢30 379 millones, equivalentes a un 15,4%; mientras que los costos y gastos se incrementaron en ¢63 085 millones, representando un variación del orden del 32,2%. Uno de los factores que incidieron en el resultado mencionado fue el fuerte crecimiento de algunos rubros de costos y gastos, ajenos al control de la Institución.

En el 2008 el excedente negativo resulta de un insuficiente ajuste en los ingresos por venta de servicios, así como de un fuerte aumento en ciertas partidas de costos y gastos; en las que existe un compromiso de pago preestablecido, como los alquileres operativos y los precios de los combustibles requeridos para la generación térmica.

Precisamente entre el 2007 y el 2008 el pago por combustibles y lubricantes se incrementó en ₡30 486 millones, directamente relacionado con la variable precio; pues la cantidad de energía térmica generada fue casi la misma en el 2008 con respecto al año anterior, al pasar de 585 GWh generados en el 2007 a 588 GWh en el 2008.

Los alquileres operativos, pasan de ¢19 259 millones en el 2007 a ¢50 857 millones en el 2008, creciendo un 164,1%. Esto obedece a que para la Planta Cariblanco en el 2007 solo se registraron pagos por un trimestre, mientras que para el siguiente año se registró el pago de

258

todo el período. Además, en el 2008 se incorporan los pagos de las plantas térmicas portátiles establecidas en el marco del plan contingencia definido para la atención oportuna y suficiente de la demanda de electricidad.

En el 2009 se genera un excedente positivo debido principalmente a una disminución en la demanda y en los precios de los combustibles. La disminución o aumento en los precios demuestra una vez más el efecto que provocan los precios de este rubro en el comportamiento de los costos del Sistema. La situación que antecede con excedentes negativos en promedio resulta insuficiente para cubrir los costos.

Gráfico N° 8.6Excedente de operación

Período 2005-2009

19,861.00

762.00

-31,944.00

-20,139.34

92,614.55

-40,000.00

-30,000.00

-20,000.00

-10,000.00

0.00

10,000.00

20,000.00

30,000.00

40,000.00

50,000.00

60,000.00

70,000.00

80,000.00

90,000.00

100,000.00

2005 2006 2007 2008 2009

Millo

ne

s d

e C

olo

ne

s

Años

EXCEDENTE DE OPERACIÓN

Las variaciones citadas tanto en los ingresos como en los costos de operación pueden observarse en el siguiente gráfico.

Gráfico N° 8.7Variación de Ingresos vrs Variación de Gastos

Período 2005-2009

259

37,461.00

30,379.00

71,272.00

110,638.60

56,560.00

63,085.00 59,467.34

(2,115.29)-10,000.00

0.00

10,000.00

20,000.00

30,000.00

40,000.00

50,000.00

60,000.00

70,000.00

80,000.00

90,000.00

100,000.00

110,000.00

120,000.00

V 2005/2006 V 2006/2007 V 2007/2008 V 2008/2009

Millo

ne

s d

e C

olo

ne

s

Años

Variación de Ingresos Variación de Costos

Balance de situación:

Este muestra el valor de los activos del Sistema de Generación y los derechos sobre estos activos en una fecha determinada.

ActivoTabla No 8.1

Variación Variación

Absoluta %

2005 844,020.0

2006 900,621.0 56,601.0 7%

Activo Fijo Neto 2007 928,952.0 28,331.0 3%

2008 1,097,700.0 168,748.0 18%

2009 1,055,785.0 -41,915.0 -4%

2005 1,009,971.0 2005 42,866.0

2006 1,067,100.0 57,129.0 6% 2006 41,349.0 -1,517.0 -4%

2007 1,112,242.0 45,142.0 4% Activo Circulante 2007 64,885.0 23,536.0 57%

2008 1,306,872.0 194,630.0 17% 2008 62,822.0 -2,063.0 -3%

2009 1,317,739.0 10,867.0 1% 2009 80,883.0 18,061.0 29%

2005 123,085.0

2006 125,130.0 2,045.0 2%

Otros Activos 2007 118,405.0 -6,725.0 -5%

2008 146,350.0 27,945.0 24%

2009 181,071.0 34,721.0 24%


ESTADO DE SITUACION -ACTIVO EN OPERACIÓNPERIODO 2005 - 2009

ACTIVO TOTAL

El activo fijo del periodo presenta un incremento promedio de ¢33 067 millones, estos incrementos obedecen a la adición y al revalúo de activos. La disminución se ve afectada por la reducción del índice de revaluación el cual fue deflacionario con respecto al 2008.las variaciones importantes en el activo circulante se dan en el 2007 en donde las cuentas que muestran un crecimiento más marcado son: caja y bancos, cuentas por cobrar de servicios prestados, cuentas por cobrar no comerciales e inventarios de operación En el 2009 se da una variación importante en el activo circulante de un 29%, el cual obedece a un aumento en las inversiones transitorias, cuentas por servicios prestados y cuentas por cobrar no comerciales principalmente.

Los otros activos para el 2008 y 2009 mantienen el comportamiento.

260

Pasivo y PatrimonioTabla No 8.2

Como se refleja en la tabla anterior, el patrimonio del Sistema tiene un comportamiento ascendente debido al aumento en las reservas. El pasivo de largo plazo en el 2008 y 2009 viene creciendo en los Efectos por pagar de largo plazo y en títulos valores específicamente para el 2009. En el 2008 incide la revaluación del pasivo por efecto de la devaluación del colón con respecto al dólar. Asimismo resaltan dentro de la deuda a largo plazo los desembolsos del préstamo BID-1931 A/OC-CR, para la reconversión del pasivo, los de la Corporación Andina de Fomento para estudio de proyectos, lo referente al desarrollo del PH Pirrís y en menor grado los títulos del INS para la compra de la Pt Pujol-Martí.

Indicadores Financieros

Entre los aspectos de mayor relevancia del análisis están los resultados de: liquidez, razón de deuda y rentabilidad

8.1.1 Razón de liquidez

La liquidez mide la cobertura y garantía de los pasivos circulantes con los activos corrientes. Para los años analizados muestra una razón de liquidez promedio de 0.84 lo que significa que por cada colón que se debe en el corto plazo, el Sistema de Generación, ha tenido en promedio para el periodo 2005-2009, activos circulantes por ¢0.84 para cubrirlos. El resultado del 2008 es precisamente el segundo más bajo en los últimos nueve años. El año 2009 es un año con condiciones muy particulares producto de la afectación de la economía a nivel

261

Variación Variación

Absoluta %

2005 857,709.0

2006 931,012.0 73,303.0 9%

Patrimonio 2007 965,167.0 34,155.0 4%

2008 1,069,347.0 104,180.0 11%

2009 1,110,821.0 41,474.0 4%

PASIVO + PATRIMONIO 2005 199,949.0

TOTAL 2006 190,120.0 -9,829.0 -5%

2005 1,116,374.0 Pasivo L/P 2007 229,264.0 39,144.0 21%

2006 1,193,437.0 77,063.0 7% 2008 360,332.0 131,068.0 57%

2007 1,280,398.0 86,961.0 7% 2009 490,710.0 130,378.0 36%

2008 1,573,200.0 292,802.0 23%

2009 1,704,018.0 130,818.0 8% 2005 48,596.0

2006 59,092.0 10,496.0 22%

Pasivo Circulante 2007 69,030.0 9,938.0 17%

2008 116,946.0 47,916.0 69%

2009 71,244.0 -45,702.0 -39%

2005 10,120.0

2006 13,213.0 3,093.0 31%

Otros pasivos 2007 16,937.0 3,724.0 28%

2008 26,575.0 9,638.0 57%

2009 31,243.0 4,668.0 18%


ESTADO DE SITUACION - PATRIMONIO Y PASIVOMILLONES DE COLONES

mundial, pero sin embargo el promedio para el periodo analizado no alcanza al valor de 1.

Gráfico N° 8.8Instituto Costarricense de Electricidad

Sistema de GeneraciónRazón de Liquidez

0.88

0.70

0.94

0.54

1.14

0.00

1.00

2.00

2005 2006 2007 2008 2009

Veces

AÑOS

En el 2009 la razón alcanza un 1.14 debido a un aumento en los activos diversos. Sin embargo como se apuntó al inicio el promedio del periodo no llega a 1.

8.1.2 Razón de endeudamiento

La razón de endeudamiento para este periodo se considera baja y significa que por cada colón invertido en promedio en activo, solo el 27,40% se financió con deuda. Los dos últimos años presentan un crecimiento de los cuales una buena parte está ligada al incremento de las obras en construcción. Y el otro aspecto que incidió en el crecimiento de la deuda a largo plazo es la revaluación del pasivo por efecto de la devaluación del colón con respecto al dólar. Asimismo, resaltan dentro de la deuda a largo plazo los desembolsos del préstamo BID-1931A/OC-CR para la reconversión del pasivo, los de la Corporación Andina de Fomento para estudio de proyectos, lo referente al desarrollo del P.H. Pirrís y en menor grado los títulos del INS para la compra de la P.T. Pujol-Martí en el 2008.

262

Gráfico N° 8.9Instituto Costarricense de Electricidad

Sistema de GeneraciónRazón de Endeudamiento

23%22%

25%

32%

35%

0%

10%

20%

30%

40%

2005 2006 2007 2008 2009

PO

RC

EN

TA

JE

S

AÑOS

Rédito para el desarrollo:

El índice que se utiliza para medir la rentabilidad del Sistema es el rédito para el desarrollo, utilizado por la ARESEP, en las últimas aprobaciones tarifarias.

Las tendencias de este indicador se asocian directamente a variaciones en el excedente de operación mencionado anteriormente y se puede evidenciar como el excedente de operación disminuye cada año llegando a presentar niveles negativos en el 2007 y 2008, originando réditos negativos

Lo anterior implica que para estos años el rédito ni siquiera ha sido suficiente para cubrir los costos y gastos de operación, por lo que el aporte al desarrollo del sistema ha sido inexistente.

Para el año 2009, producto de la coyuntura económica se da la disminución en la demanda y en los precios de los combustibles. Esta situación arrojó un excedente de operación positivo, siendo este un comportamiento inusual con respecto al período histórico analizado. Sin embargo con este rédito no se podrá hacer frente a los requerimientos propios del sistema ni generar recursos para el desarrollo del mismo. La situación de un excedente positivo en el 2009 no garantiza los recursos suficientes si se considera que el sistema viene arrastrando réditos negativos e insuficientes por un largo periodo.

8.2 Situación financiera proyectada al nivel tarifario actual

La solicitud de ajuste de tarifas parte del análisis financiero del Sistema con las tarifas vigentes.

263

Para el análisis se realizan proyecciones del Estado de Ingresos y Gastos, del Balance de Situación y del rédito para el desarrollo del período 2010 – 2015, utilizando como base de proyección los Estados Financieros Auditados por Sistemas a diciembre del 2009.

Tanto el Estado de Ingresos y Gastos como el Balance de Situación detallados se muestran en los Cuadros Nos. 8.3 y 8.4 respectivamente, adjuntos al final del presente capítulo.

Tabla No. 8.3 Estado de Ingresos y Gastos proyectado a Tarifas Actuales

Millones de colones

INGRESOS DE OPERACIÓN 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Ingresos por ventas de energía 178 966,0 247 378,5 237 818,9 244 165,5 252 280,2 256 567,0 254 917,5 266 937,1

Ingresos por ventas al Sistema de Distribución 110 069,0 154 158,5 154 608,5 159 814,4 166 349,7 173 359,4 180 923,0 189 540,4

Ingresos por exportaciones 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL INGRESOS DE OPERACIÓN 298 276,0 408 914,6 392 862,5 403 980,0 418 629,8 429 926,5 435 840,5 456 477,5

COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN

Operación, Mantenimiento y Comercialización de Generación 28 536,0 33 715,0 33 688,7 40 902,0 44 247,7 42 824,2 41 555,9 44 669,1

Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 61 383,4 68 778,5 74 613,2 89 092,5 65 949,5

Compra de energía Generadores Privados 64 780,0 76 783,6 67 223,7 66 459,2 66 891,1 70 177,9 133 759,4 153 304,8

Depreciación activos en operación 42 840,0 53 547,5 46 231,8 55 470,2 67 635,5 74 902,5 82 152,1 89 008,0

Alquileres Operativos de Instalaciones 50 857,0 55 684,0 81 133,9 61 890,8 73 564,7 81 461,1 85 298,8 89 640,7

Gastos diversos 29 061,3 32 154,8 30 381,5 31 114,5 34 418,5 37 016,9 39 323,5 40 273,2

Gestión productiva 4 837,0 5 407,0 6 107,0 6 407,4 6 830,5 7 373,6 7 959,8 8 592,6

TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 318 415,3 316 300,1 348 594,3 323 627,5 362 366,5 388 369,3 479 141,9 491 437,8

EXCEDENTE DE OPERACIÓN -20 139,3 92 614,6 44 268,2 80 352,5 56 263,3 41 557,2 -43 301,4 -34 960,3

Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,0 51 665,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

EXCEDENTE DE OPERACIÓN DESPUES RECONOCIMIENTO -44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 352,5 56 263,3 41 557,2 -43 301,4 -34 960,3

TOTAL OTROS PRODUCTOS Y GASTOS 8 831,0 9 559,5 9 993,4 10 378,5 10 920,9 11 617,0 12 368,4 13 179,6

TOTAL GASTOS FINANCIEROS 64 693,0 30 468,4 25 427,4 61 972,6 84 897,9 105 156,0 110 758,1 121 195,6

EXCEDENTE NETO DE OPERACIÓN -100 319,3 20 040,7 28 834,2 28 758,4 -17 713,7 -51 981,8 -141 691,1 -142 976,3

ICE-SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACION

ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO A TARIFAS ACTUALES

MILLONES DE COLONES

Tal y como se analizó en el apartado anterior, el Sistema de Generación obtuvo en el 2008 pérdidas operativas y netas, lo cual implica que los ingresos de operación no fueron suficientes para cubrir los costos y gastos de operación requeridos para la prestación del servicio.

Los ingresos reflejados en el año 2011 son ligeramente mayores a los obtenidos en el año 2010, esta situación contribuye a que se permita cubrir los costos de operación del sistema y generar recursos para el desarrollo del mismo.

La situación financiera proyectada para el 2011, refleja un excedente de operación de ₡80 352,5 producto de una disminución en los costos, principalmente en compras a generadores privados, gastos de combustibles y lubricantes y alquileres operativos de instalaciones.

Un mayor detalle de la estructura de costos puede verse en el siguiente gráfico:

264

Gráfico No. 8.10Sistema de Generación

Total de costos y gastos para el año 2011Millones de colones

La situación financiera del 2011 muestra que el mayor rubro de gastos corresponde a las compras a generadores privados, sin embargo con respecto al año anterior presenta una disminución, similar comportamiento se refleja en el gasto de combustibles y lubricantes con una reducción de ₡22 636,0 millones, justificado con la entrada en operación de las plantas PH Pirrís y PG Pailas, además de una disminución el monto debido al uso de Búnker, que tiene un precio menor al combustible utilizado en el resto de las plantas térmicas.

Con respecto a los gastos de operación, mantenimiento y comercialización el crecimiento es debido a la variación producto de la inflación y a gastos no recurrentes.

Los Alquileres Operativos de Instalaciones indican una disminución de ¢19 243,1 millones con respecto al año 2010 y se debe básicamente a la salida de operación de las plantas térmicas portátiles Barranca y San Antonio, que incluyeron costos de desmovilización e indemnización.

Con respecto a las depreciaciones de activo fijo en operación, para el período en mención puede mencionar de manera general que estas variaciones obedecen principalmente a la adición del PH Pirrís, el cual entra en operación en el 2011 y a las mejoras que se adicionan para las plantas en general.

265

66 459,2

61 890,8 61 383,4

46 512,3

40 902,0

10 147,2 8 957,96 838,7 6 407,4

5 022,7 4 852,0 4 253,9

20,54%

19,12% 18,97%

14,37%

12,64%

3,14%2,77%

2,11% 1,98%1,55% 1,50% 1,31%

0,0

10 000,0

20 000,0

30 000,0

40 000,0

50 000,0

60 000,0

70 000,0C

ompr

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Dep

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s

En el caso de otros activos en operación por estar compuesta de equipos de oficina, equipos de ingeniería, equipos para talleres, flotillas de transporte, equipos de construcción y programas de cómputo entre otros, su depreciación es alta en un menor tiempo, aunado a que alcanza en varios casos tasas de depreciación hasta del 20%, lo que refleja valores aún mayores. La combinación de la Depreciación de activos en operación y la Depreciación de otros activos en operación representa un 17,14% sobre el total de los costos para el año 2011.

Activos fijos en servicio neto revaluado

Para el período en estudio los incrementos obedecen a adición de plantas, mejoras en plantas y a otros activos inmovilizados.

Para el año 2011 el incremento es de ¢496 513,8, equivalente a un 43,2% con respecto al año anterior y se debe básicamente a la adición del PH Pirrís.

En el siguiente cuadro se presenta un resumen del activo fijo en servicio para el sistema de generación:

266

Tabla No 8.4ICE-SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACION

ACTIVO FIJO EN SERVICIO NETO EN SERVICIO PROYECTADO COMPARATIVO Y ANALISIS HORIZONTALPERIODO 2008 - 2015

MILLONES DE COLONESACTIVO 2008 2009 2009 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2015

ACTIVO FIJO EN OPERACION

Otros Activos en operación revaluados 23 391,0 21 943,0 21 943,0 21 179,6 21 179,6 25 423,9 25 423,9 38 019,9 38 019,9 52 727,2 52 727,2 68 683,3 68 683,3 85 879,4Otros Activos en operación al Costo 52 108,0 66 847,0 66 847,0 166 770,2 166 770,2 344 085,9 344 085,9 387 428,2 387 428,2 406 143,9 406 143,9 424 226,1 424 226,1 442 208,4Menos : Depreciación acumulada 48 359,0 49 604,0 49 604,0 67 955,5 67 955,5 118 213,1 118 213,1 195 963,8 195 963,8 285 875,9 285 875,9 386 165,3 386 165,3 497 398,1OTROS ACTIVOS EN OPERACIÓN NETOS 27 140,0 39 186,0 39 186,0 119 994,3 119 994,3 251 296,7 251 296,7 229 484,3 229 484,3 172 995,1 172 995,1 106 744,2 106 744,2 30 689,7

Activo Fijo en Servicio Bruto al Costo 347 233,0 363 943,0 363 943,0 394 293,9 394 293,9 779 659,7 779 659,7 804 955,6 804 955,6 886 742,9 886 742,9 929 424,8 929 424,8 937 955,0Depreciación acumulada activo fijo en servicio 743 679,0 792 825,0 792 825,0 824 550,6 824 550,6 891 085,3 891 085,3 972 161,6 972 161,6 1 059 038,3 1 059 038,3 1 152 317,3 1 152 317,3 1 251 506,1Activo fijo en Servicio Bruto Revaluado 1 494 146,0 1 484 667,0 1 484 667,0 1 459 270,1 1 459 270,1 1 505 650,3 1 505 650,3 1 581 672,5 1 581 672,5 1 661 153,3 1 661 153,3 1 746 126,9 1 746 126,9 1 835 435,0 ACTIVO FIJO EN SERVICIO NETO 1 097 700,0 1 055 785,0 1 055 785,0 1 029 013,4 1 029 013,4 1 394 224,7 1 394 224,7 1 414 466,5 1 414 466,5 1 488 858,0 1 488 858,0 1 523 234,4 1 523 234,4 1 521 883,9

1 124 840,0 1 094 971,0 1 094 971,0 1 149 007,7 1 149 007,7 1 645 521,4 1 645 521,4 1 643 950,8 1 643 950,8 1 661 853,1 1 661 853,1 1 629 978,6 1 629 978,6 1 552 573,7

Absoluta Relativa Absoluta Relativa Absoluta Relativa Absoluta Relativa Absoluta Relativa Absoluta Relativa Absoluta RelativaACTIVO FIJO EN OPERACION

Otros Activos en operación revaluados - 1 448,0 -6,2% - 763,4 -3,5% 4 244,3 20,0% 12 596,0 49,5% 14 707,3 38,7% 15 956,1 30,3% 17 196,1 25,0%Otros Activos en operación al Costo 14 739,0 28,3% 99 923,2 149,5% 177 315,7 106,3% 43 342,3 12,6% 18 715,7 4,8% 18 082,3 4,5% 17 982,3 4,2%Menos : Depreciación acumulada 1 245,0 2,6% 18 351,5 37,0% 50 257,5 74,0% 77 750,7 65,8% 89 912,1 45,9% 100 289,3 35,1% 111 232,8 28,8%OTROS ACTIVOS EN OPERACIÓN NETOS 12 046,0 44,4% 80 808,3 206,2% 131 302,4 109,4% - 21 812,5 -8,7% - 56 489,2 -24,6% - 66 250,9 -38,3% - 76 054,5 -71,2%

Activo Fijo en Servicio Bruto al Costo 16 710,0 4,8% 30 350,9 8,3% 385 365,8 97,7% 25 295,9 3,2% 81 787,4 10,2% 42 681,9 4,8% 8 530,2 0,9%Depreciación acumulada activo fijo en servicio 49 146,0 6,6% 31 725,6 4,0% 66 534,7 8,1% 81 076,3 9,1% 86 876,7 8,9% 93 279,1 8,8% 99 188,8 8,6%Activo fijo en Servicio Bruto Revaluado - 9 479,0 -0,6% - 25 396,9 -1,7% 46 380,2 3,2% 76 022,2 5,0% 79 480,8 5,0% 84 973,6 5,1% 89 308,1 5,1% ACTIVO FIJO EN SERVICIO NETO - 41 915,0 -3,8% - 26 771,6 -2,5% 365 211,3 35,5% 20 241,8 1,5% 74 391,5 5,3% 34 376,4 2,3% - 1 350,5 -0,1% - 29 869,0 -2,7% 54 036,7 4,9% 496 513,8 43,2% - 1 570,7 -0,1% 17 902,3 1,1% - 31 874,5 -1,9% - 77 404,9 -4,7%

Variación Variación Variación Variación Variación Variación Variación

267

Rédito para el desarrollo

Debido a la importancia que la variable tiene en la fijación de las tarifas finales, el sistema de generación, a través del análisis de las partidas anteriormente citadas que conforman dicho porcentaje a tarifas actuales reflejan un rédito para el desarrollo para el período 2008–2015 sucesivamente del orden de -4,19%, 3,61%, 3,83%, 5,65%, 3,37%, 2,47%, -2,57% y -2,15%.

En el siguiente cuadro se presenta un resumen de la estimación del rédito para el sistema de generación:

Tabla No 8.5

268



Ventas entre sistemas 110 069,0 154 158,5 154 608,5 159 814,4 166 349,7 173 359,4 180 923,0 189 540,4

Ingresos de exportación 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0




Estudios preliminares 5 127,0 5 505,0 4 624,5 4 852,0 5 172,4 5 583,6 6 027,5 6 506,6

Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 61 383,4 68 778,5 74 613,2 89 092,5 65 949,5

Complementarios de operación 236,0 3 434,7 495,3 681,1 778,8 1 026,6 1 001,6 109,4


Servicios de regulación 76,3 39,0 160,0 208,0 221,7 239,3 258,4 278,9

Administrativos 8 869,0 8 739,0 9 671,4 10 147,2 10 817,2 11 677,1 12 605,5 13 607,6

Seguros 2 508,0 4 019,8 4 891,2 5 022,7 5 777,2 6 500,9 6 981,1 7 437,6


Absorción de partidas amortizables e intangibles 708,0 757,3 1 200,0 1 692,1 1 890,7 1 496,8 894,4 305,8

Depreciación otros activos en operación 735,0 1 527,0 3 965,1 8 957,9 15 309,0 19 541,2 23 351,6 27 478,9


Costos administrativos del EOR-OMCA 483,0 545,8 428,2 480,3 735,9 876,4 1 352,5 1 492,3

Importación de Energía 3 985,0 6 755,9 4 868,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Estudios de preinversión 6 728,0 1 924,3 3 114,7 6 838,7 7 750,5 8 110,6 8 858,9 9 093,0

Cánon de aguas 341,1 434,0 927,7 1 192,3 1 274,2 1 505,6 1 343,7 1 442,0





EXCEDENTE DE OPERACIÓN CON RECONOCIMIENTO DEUDA-44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 352,5 56 263,3 41 557,2 -43 301,4 -34 960,3

ACTIVO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ACTIVO FIJO EN SERVICIO

Revalúo otros activos en operación costo 52 108,0 66 847,0 166 770,2 344 085,9 387 428,2 406 143,9 424 226,1 442 208,4

Otros activos en operación Revaluados 23 391,0 21 943,0 21 179,6 25 423,9 38 019,9 52 727,2 68 683,3 85 879,4

Menos : Depreciación acumulada 48 359,0 49 604,0 67 955,5 118 213,1 195 963,8 285 875,9 386 165,3 497 398,1

OTROS ACTIVOS EN OPERACION NETOS 27 140,0 39 186,0 119 994,3 251 296,7 229 484,3 172 995,1 106 744,2 30 689,7

Activo fijo en operación bruto 1 841 379,0 1 848 610,0 1 853 564,0 2 285 310,0 2 386 628,1 2 547 896,3 2 675 551,7 2 773 390,1

Menos: Depreciación acumulada activo fijo en operación 743 679,0 792 825,0 824 550,6 891 085,3 972 161,6 1 059 038,3 1 152 317,3 1 251 506,1

ACTIVO FIJO EN OPERACION NETO 1 097 700,0 1 055 785,0 1 029 013,4 1 394 224,7 1 414 466,5 1 488 858,0 1 523 234,4 1 521 883,9

ACTIVO FIJO EN SERVICIO TOTAL NETO 1 124 840,0 1 094 971,0 1 149 007,7 1 645 521,4 1 643 950,8 1 661 853,1 1 629 978,6 1 552 573,7

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Período medio de cobro(1) 31,2 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4

Activo fijo en servicio neto promedio (2) 1 036 551,0 1 109 905,5 1 121 989,3 1 397 264,5 1 644 736,1 1 652 901,9 1 645 915,8 1 591 276,1

Capital de explotación (3) 23 821,8 24 281,1 27 911,0 24 695,3 27 139,7 28 912,6 36 709,2 37 267,9

Inversión inmovilizada (4) 1 060 372,8 1 134 186,6 1 149 900,3 1 421 959,9 1 671 875,8 1 681 814,5 1 682 625,0 1 628 544,0

Excedente de operación (5) - 44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 352,5 56 263,3 41 557,2 - 43 301,4 - 34 960,3

Rédito para el desarrollo (6) -4,19% 3,61% 3,85% 5,65% 3,37% 2,47% -2,57% -2,15%

Notas

(1) Cuentas a cobrar consumidores promedio 2007, 2008 y 2009,dividido por el total de ventas promedio del mismo período por 360

(2) Es la suma del activo f ijo en servicio neto revaluado del año en que se efectúa el cálculo más el activo f ijo en servicio neto

revaluado del año anterior, dividido entre dos.

(3) Total de costos y gastos de operación sin incluir los costos entre sistemas, depreciaciones, ni partidas amortizables dividido entre 360 y multiplicado por el período medio de cobro.

(4) Suma del activo f ijo en servicio neto promedio y capital de explotación

(5) Diferencia entre los ingresos de operacion y costos y gastos de operación.

(6) Resultado de dividir el excedente de operación entre la inversión inmovilizada

Cuentas por cobrar

Ventas

Rotación de Cuentas por cobrar

Período de Recuperación ( # días ) 33,4

Fuente: Estados Auditados ICE

Concepto 2007, 2008 y 2009

17 505,7

188 887,8

0,09

ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACION

INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO

TARIFAS ACTUALES

MILLONES DE COLONES



DETALLE DEL CALCULO DEL PERIODO MEDIO DE COBRO

Promedio

TARIFAS ACTUALES

MILLONES DE COLONES

ACTIVO FIJO EN SERVICIO PROYECTADO

TARIFAS ACTUALES

MILLONES DE COLONES


CALCULO DE REDITO DE DESARROLLO

El nivel de rédito para el año 2011 es 5,65 %, el costo de capital alcanza un porcentaje de 6,53%, según se muestra en el apartado 3.3, lo que indica que se debe solicitar un aumento.

8.3 Situación financiera proyectada a nivel tarifario propuesto

Para efectos de esta tarifa propuesta se considera la implementación del costo variable de combustible y se procede a restar los combustibles tanto en la estructura de costos como en los ingresos. El resultado es un rédito de desarrollo de 6,30%.

La proyección detallada del Estado de Ingresos y Gastos y del Balance de Situación a tarifas propuestas para ese mismo período, se muestra en las tablas No. 8.6 y 8.7 respectivamente.

En la siguiente tabla se presenta un resumen del Estado de Ingresos y Gastos proyectado a tarifas propuestas del Sistema de Generación para el período 2008 - 2015.

Tabla No. 8.6

Como se muestra en el cuadro anterior el gasto por combustible y lubricantes se excluye a partir del 2011, esto debido a que se considera en este escenario la aprobación de la metodología del CVC por parte de la ARESEP. Por esta razón el total de costos para ese año se reduce considerablemente con respecto al 2010. Los costos y gastos totales de 2011 decrecen en un 24,8% con respecto al 2010. Por tanto el excedente de operación corresponde a ¢89 228,9 millones, mejorando la situación financiera del sistema de generación.

Bajo esta condición, el rédito para el desarrollo es de un 6,30%, en contraste con el porcentaje obtenido a tarifas actuales que es de 5,65%.

269



Ingresos por ventas al Sistema de Distribución 110 069,0 154 158,5 154 608,5 139 104,4 145 485,1 151 615,7 158 230,6 165 767,2

Ingresos por exportaciones 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0




Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0




Gastos diversos 29 061,3 32 154,8 30 381,5 31 114,5 34 418,5 37 016,9 39 323,5 40 273,2





EXCEDENTE DE OPERACIÓN DESPUES RECONOCIMIENTO -44 457,3 40 949,6 44 268,2 89 228,9 72 534,8 62 246,5 -8 874,6 -26 264,8

TOTAL OTROS PRODUCTOS Y GASTOS 8 831,0 9 559,5 9 993,4 10 378,5 10 920,9 11 617,0 12 368,4 13 179,6

TOTAL GASTOS FINANCIEROS 64 693,0 30 468,4 25 427,4 61 972,6 84 897,9 105 156,0 110 758,1 121 195,6

EXCEDENTE NETO DE OPERACIÓN -100 319,3 20 040,7 28 834,2 37 634,8 -1 442,2 -31 292,5 -107 264,3 -134 280,8


ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO A TARIFAS CON IMPLEMENTACION DEL CVC.

MILLONES DE COLONES

En la siguiente tabla se muestra la comparación de la situación financiera entre los escenarios a tarifas actuales y a tarifas propuestas considerando la aprobación del CVC.

Tabla No. 8.7

Según se observa, con la tarifa propuesta el excedente de operación y el excedente neto de operación mejoran en relación con la situación financiera proyectada a tarifas actuales.

270

PARTIDAS 2008 2009 2010

Actuales Propuestas

TOTAL INGRESOS DE OPERACIÓN 298 276,0 408 914,6 392 862,5 403 980,0 351 473,0

TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 318 415,3 316 300,1 348 594,3 323 627,5 262 244,1

EXCEDENTE DE OPERACIÓN -20 139,3 92 614,6 44 268,2 80 352,5 89 228,9

Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,0 51 665,0

EXCEDENTE DE OPERACIÓN DESPUES RECONOCIMIENTO -44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 352,5 89 228,9

BASE TARIFARIA 1060 372,8 1134 186,6 1149 900,3 1421 959,9 1416 271,0

REDITO PARA EL DESARROLLO -4,19% 3,61% 3,85% 5,65% 6,30%

2011


ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO A TARIFAS CON IMPLEMENTACION DEL CVC.

MILLONES DE COLONES

A continuación se presenta el cálculo de la tasa de rédito para el sistema de generación:

Tabla No 8.8

271



Ventas entre sistemas 110 069,0 154 158,5 154 608,5 139 104,4 145 485,1 151 615,7 158 230,6 165 767,2

Ingresos de exportación 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0




Estudios preliminares 5 127,0 5 505,0 4 624,5 4 852,0 5 172,4 5 583,6 6 027,5 6 506,6

Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Complementarios de operación 236,0 3 434,7 495,3 681,1 778,8 1 026,6 1 001,6 109,4


Servicios de regulación 76,3 39,0 160,0 208,0 221,7 239,3 258,4 278,9

Administrativos 8 869,0 8 739,0 9 671,4 10 147,2 10 817,2 11 677,1 12 605,5 13 607,6

Seguros 2 508,0 4 019,8 4 891,2 5 022,7 5 777,2 6 500,9 6 981,1 7 437,6


Absorción de partidas amortizables e intangibles 708,0 757,3 1 200,0 1 692,1 1 890,7 1 496,8 894,4 305,8

Depreciación otros activos en operación 735,0 1 527,0 3 965,1 8 957,9 15 309,0 19 541,2 23 351,6 27 478,9


Costos administrativos del EOR-OMCA 483,0 545,8 428,2 480,3 735,9 876,4 1 352,5 1 492,3

Importación de Energía 3 985,0 6 755,9 4 868,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Estudios de preinversión 6 728,0 1 924,3 3 114,7 6 838,7 7 750,5 8 110,6 8 858,9 9 093,0

Cánon de aguas 341,1 434,0 927,7 1 192,3 1 274,2 1 505,6 1 343,7 1 442,0





EXCEDENTE DE OPERACIÓN CON DE RECONOCIMIENTO DEUDA -44 457,3 40 949,6 44 268,2 89 228,9 72 534,8 62 246,5 -8 874,6 -26 264,8

ACTIVO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ACTIVO FIJO EN SERVICIO

Revalúo otros activos en operación costo 52 108,0 66 847,0 166 770,2 344 085,9 387 428,2 406 143,9 424 226,1 442 208,4

Otros activos en operación Revaluados 23 391,0 21 943,0 21 179,6 25 423,9 38 019,9 52 727,2 68 683,3 85 879,4

Menos : Depreciación acumulada 48 359,0 49 604,0 67 955,5 118 213,1 195 963,8 285 875,9 386 165,3 497 398,1

OTROS ACTIVOS EN OPERACION NETOS 27 140,0 39 186,0 119 994,3 251 296,7 229 484,3 172 995,1 106 744,2 30 689,7

Activo fijo en operación bruto 1 841 379,0 1 848 610,0 1 853 564,0 2 285 310,0 2 386 628,1 2 547 896,3 2 675 551,7 2 773 390,1

Menos: Depreciación acumulada activo fijo en operación 743 679,0 792 825,0 824 550,6 891 085,3 972 161,6 1 059 038,3 1 152 317,3 1 251 506,1

ACTIVO FIJO EN OPERACION NETO 1 097 700,0 1 055 785,0 1 029 013,4 1 394 224,7 1 414 466,5 1 488 858,0 1 523 234,4 1 521 883,9

ACTIVO FIJO EN SERVICIO TOTAL NETO 1 124 840,0 1 094 971,0 1 149 007,7 1 645 521,4 1 643 950,8 1 661 853,1 1 629 978,6 1 552 573,7

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Período medio de cobro(1) 31,2 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4

Activo fijo en servicio neto promedio (2) 1 036 551,0 1 109 905,5 1 121 989,3 1 397 264,5 1 644 736,1 1 652 901,9 1 645 915,8 1 591 276,1

Capital de explotación (3) 23 821,8 24 281,1 27 911,0 19 006,5 20 765,5 21 997,7 28 452,3 31 155,8

Inversión inmovilizada (4) 1 060 372,8 1 134 186,6 1 149 900,3 1 416 271,0 1 665 501,6 1 674 899,6 1 674 368,1 1 622 432,0

Excedente de operación (5) - 44 457,3 40 949,6 44 268,2 89 228,9 72 534,8 62 246,5 - 8 874,6 - 26 264,8

Rédito para el desarrollo (6) -4,19% 3,61% 3,85% 6,30% 4,36% 3,72% -0,53% -1,62%

Notas

(1) Cuentas a cobrar consumidores promedio 2007, 2008 y 2009,dividido por el total de ventas promedio del mismo período por 360

(2) Es la suma del activo fijo en servicio neto revaluado del año en que se efectúa el cálculo más el activo fijo en servicio neto evaluado del año anterior, dividido entre dos.

(3) Total de costos y gastos de operación sin incluir los costos entre sistemas, depreciaciones, ni partidas amortizables dividido entre 360 y multiplicado por el período medio de cobro.

(4) Suma del activo fijo en servicio neto promedio y capital de explotación

(5) Diferencia entre los ingresos de operacion y costos y gastos de operación.

(6) Resultado de dividir el excedente de operación entre la inversión inmovilizada

Cuentas por cobrar

Ventas

Rotación de Cuentas por cobrar

Período de Recuperación ( # días ) 33,4

Fuente:

Estados Auditados ICE

Concepto 2007, 2008 y 2009

17 505,7

188 887,8

0,09

TARIFAS PROPUESTAS CON IMPLEMENTACION DEL COSTO VARIABLE DE COMBUSTIBLE

MILLONES DE COLONES


ACTIVO FIJO EN SERVICIO PROYECTADO


DETALLE DEL CALCULO DEL PERIODO MEDIO DE COBRO

Promedio


MILLONES DE COLONES


MILLONES DE COLONES


CALCULO DE REDITO DE DESARROLLO


INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO

8.4 Situación financiera proyectada a nivel tarifario propuesto sin implementación del Costo Variable de Combustible (CVC) y un rédito por alcanzar.

En este escenario, se asume que el CVC no entra en vigencia y el ICE solicita un aumento en las tarifas de 0,25% en las tarifas que permita alcanzar el rédito de referencia para el sistema de generación en el año 2011.



Tabla No. 8.9ICE-Sector Electricidad - Sistema de generación

Estado de ingresos y gastos proyectado tarifas propuestas (sin implementación del CVC)Periodo 2008 - 2015Millones de colones

Partida/Año Real 2008 Real 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Ingresos de OperaciónIngresos por ventas de energía 178 966,0 247 378,5 237 818,9 244 710,2 252 920,5 257 218,1 255 564,4 267 614,5Ingresos por ventas al Sistema de Distribución 110 069,0 154 158,5 154 608,5 160 171,6 166 774,6 173 802,3 181 385,2 190 024,7Ingresos por exportaciones 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL 298 276,0 408 914,6 392 862,5 404 881,7 419 695,2 431 020,5 436 949,6 457 639,2Costos y gastos de OperaciónOperación, Mantenimiento y Comercialización de Generación 28 536,0 33 715,0 33 688,7 40 902,0 44 247,7 42 824,2 41 555,9 44 669,1Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 61 383,4 68 778,5 74 613,2 89 092,5 65 949,5Compra de energía Generadores Privados 64 780,0 76 783,6 67 223,7 66 459,2 66 891,1 70 177,9 133 759,4 153 304,8Depreciación activos en operación y otros activos 42 840,0 53 547,5 46 231,8 55 470,2 67 635,5 74 902,5 82 152,1 89 008,0Alquileres Operativos de Instalaciones 50 857,0 55 684,0 81 133,9 61 890,8 73 564,7 81 461,1 85 298,8 89 640,7Importación de Energía 3 985,0 6 755,9 4 868,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Gestión productiva 4 837,0 5 407,0 6 107,0 6 407,4 6 830,5 7 373,6 7 959,8 8 592,6Gastos de operación diversos 25 076,3 25 398,9 25 513,0 31 114,5 34 418,5 37 016,9 39 323,5 40 273,2

TOTAL 318 415,3 316 300,1 348 594,3 323 627,5 362 366,5 388 369,3 479 141,9 491 437,8Excedente de operación -20 139,3 92 614,6 44 268,2 81 254,3 57 328,7 42 651,2 -42 192,3 -33 798,6Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,0 51 665,0 0,0Excedente Operación después reconocimiento deuda -44 457,3 40 949,6 44 268,2 81 254,3 57 328,7 42 651,2 -42 192,3 -33 798,6Otros Ingresos y egresos 8 831,0 9 559,5 9 993,4 10 378,5 10 920,9 11 617,0 12 368,4 13 179,6Gastos financieros y fluctuaciones cambiarias 64 693,0 30 468,4 25 427,4 61 972,6 84 897,9 105 156,0 110 758,1 121 195,6Excedente Neto de Operación -100 319,3 20 040,7 28 834,2 29 660,2 -16 648,3 -50 887,8 -140 582,0 -141 814,6

Como se muestra en el cuadro anterior el gasto por combustible y lubricantes se incluye a partir del 2011, esto debido a que no se considera en este escenario la aprobación de la metodología del CVC por parte de la ARESEP. A pesar de esto, un mayor uso del Búnker debido a la entrada en operación de la PT Garabito provoca una disminución considerable. Por esta razón el total de costos para ese año se reduce con respecto al 2010 en ¢24 966,8. Los costos y gastos totales de 2011 decrecen en un 7,16% con respecto al 2010.

Bajo esta condición, el rédito para el desarrollo es de un 5,71%, y se deberá solicitar un aumento.

En la siguiente tabla se muestra la comparación de la situación financiera entre los escenarios a tarifas actuales y a tarifas propuestas considerando la no implementación del CVC y el rédito que se deberá alcanzar.

272

Tabla No. 8.10ICE-Sector Electricidad - Sistema de Generación

Comparación de resultados a tarifas actuales y tarifas propuestas (sin implementación del CVC)

Periodo 2008 - 2011Millones de colones

Fuente: Proyecciones Financieras, Gerencia de Finanzas


273

Actuales Propuestas

Total ingresos de operación 298 276,00 408 914,60 392 862,46 403 979,95 404 881,74

Total costos y gastos de operación 318 415,34 316 300,05 348 785,88 323 627,47 323 627,47

Excedente de operación -20 139,34 92 614,55 44 076,58 80 352,49 81 254,28Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,00 51 665,00 0,00Excedente de operación después de reconocimiento de deuda -44 457,34 40 949,55 44 076,58 80 352,49 81 254,28Otros ingresos y gastos -55 862,00 -20 908,85 -15 433,96 -51 594,10 -51 594,10Excedente neto de operación -100 319,34 20 040,70 28 642,62 28 758,39 29 660,17

Base Tarifaria 1 060 372,84 1 134 186,58 1 149 918,09 1 421 959,89 1 421 959,89

Rédito de desarrollo -4,19% 3,61% 3,83% 5,65% 5,71%

2011PARTIDA 2008 2009 2010


Tabla No 8.11

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Ingresos por ventas de energía 178 966,0 247 378,5 237 818,9 244 710,2 252 920,5 257 218,1 255 564,4 267 614,5Ventas entre sistemas 110 069,0 154 158,5 154 608,5 160 171,6 166 774,6 173 802,3 181 385,2 190 024,7Ingresos de exportación 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


Operación, Mantenimiento y Comercialización de Generación 28 536,0 33 715,0 33 688,7 40 902,0 44 247,7 42 824,2 41 555,9 44 669,1Estudios preliminares 5 127,0 5 505,0 4 624,5 4 852,0 5 172,4 5 583,6 6 027,5 6 506,6Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 61 383,4 68 778,5 74 613,2 89 092,5 65 949,5Complementarios de operación 236,0 3 434,7 495,3 681,1 778,8 1 026,6 1 001,6 109,4Compra de energía Generadores Privados 64 780,0 76 783,6 67 223,7 66 459,2 66 891,1 70 177,9 133 759,4 153 304,8Servicios de regulación 76,3 39,0 160,0 208,0 221,7 239,3 258,4 278,9Administrativos 8 869,0 8 739,0 9 671,4 10 147,2 10 817,2 11 677,1 12 605,5 13 607,6Seguros 2 508,0 4 019,8 4 891,2 5 022,7 5 777,2 6 500,9 6 981,1 7 437,6Depreciación activos en operación 42 105,0 52 020,5 42 266,7 46 512,3 52 326,5 55 361,3 58 800,5 61 529,2Absorción de partidas amortizables e intangibles 708,0 757,3 1 200,0 1 692,1 1 890,7 1 496,8 894,4 305,8Depreciación otros activos en operación 735,0 1 527,0 3 965,1 8 957,9 15 309,0 19 541,2 23 351,6 27 478,9Alquileres Operativos de Instalaciones 50 857,0 55 684,0 81 133,9 61 890,8 73 564,7 81 461,1 85 298,8 89 640,7Costos administrativos del EOR-OMCA 483,0 545,8 428,2 480,3 735,9 876,4 1 352,5 1 492,3Importación de Energía 3 985,0 6 755,9 4 868,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Estudios de preinversión 6 728,0 1 924,3 3 114,7 6 838,7 7 750,5 8 110,6 8 858,9 9 093,0Cánon de aguas 341,1 434,0 927,7 1 192,3 1 274,2 1 505,6 1 343,7 1 442,0Gestión productiva 4 837,0 5 407,0 6 107,0 6 407,4 6 830,5 7 373,6 7 959,8 8 592,6

TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 318 415,3 316 300,1 348 594,3 323 627,5 362 366,5 388 369,3 479 141,9 491 437,8EXCEDENTE DE OPERACIÓN -20 139,3 92 614,6 44 268,2 81 254,3 57 328,7 42 651,2 -42 192,3 -33 798,6

Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,0 51 665,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0EXCEDENTE DE OPERACIÓN DESPUES DE RECONOCIMIENTO DEUDA -44 457,3 40 949,6 44 268,2 81 254,3 57 328,7 42 651,2 -42 192,3 -33 798,6

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ACTIVO FIJO EN SERVICIO Revalúo otros activos en operación costo 52 108,0 66 847,0 166 770,2 344 085,9 387 428,2 406 143,9 424 226,1 442 208,4Otros activos en operación Revaluados 23 391,0 21 943,0 21 179,6 25 423,9 38 019,9 52 727,2 68 683,3 85 879,4Menos : Depreciación acumulada 48 359,0 49 604,0 67 955,5 118 213,1 195 963,8 285 875,9 386 165,3 497 398,1OTROS ACTIVOS EN OPERACION NETOS 27 140,0 39 186,0 119 994,3 251 296,7 229 484,3 172 995,1 106 744,2 30 689,7Activo fijo en operación bruto 1 841 379,0 1 848 610,0 1 853 564,0 2 285 310,0 2 386 628,1 2 547 896,3 2 675 551,7 2 773 390,1Menos: Depreciación acumulada activo fijo en operación 743 679,0 792 825,0 824 550,6 891 085,3 972 161,6 1 059 038,3 1 152 317,3 1 251 506,1ACTIVO FIJO EN OPERACION NETO 1 097 700,0 1 055 785,0 1 029 013,4 1 394 224,7 1 414 466,5 1 488 858,0 1 523 234,4 1 521 883,9ACTIVO FIJO EN SERVICIO TOTAL NETO 1 124 840,0 1 094 971,0 1 149 007,7 1 645 521,4 1 643 950,8 1 661 853,1 1 629 978,6 1 552 573,7

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Período medio de cobro(1) 31,2 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4Activo fijo en servicio neto promedio (2) 1 036 551,0 1 109 905,5 1 121 989,3 1 397 264,5 1 644 736,1 1 652 901,9 1 645 915,8 1 591 276,1Capital de explotación (3) 23 821,8 24 281,1 27 911,0 24 695,3 27 139,7 28 912,6 36 709,2 37 267,9Inversión inmovilizada (4) 1 060 372,8 1 134 186,6 1 149 900,3 1 421 959,9 1 671 875,8 1 681 814,5 1 682 625,0 1 628 544,0Excedente de operación (5) - 44 457,3 40 949,6 44 268,2 81 254,3 57 328,7 42 651,2 - 42 192,3 - 33 798,6

Rédito para el desarrollo (6) -4,19% 3,61% 3,85% 5,71% 3,43% 2,54% -2,51% -2,08%Notas

Período de Recuperación (# días) 33,4Fuente: Estados Auditados ICE

Cuentas por cobrar 17 505,7Ventas 188 887,8Rotación de Cuentas por cobrar 0,09

ConceptoPromedio

2007, 2008 y 2009

CALCULO DE REDITO DE DESARROLLOTARIFAS PROPUESTAS SIN IMPLEMENTACION DEL CVC

MILLONES DE COLONES

(1) Cuentas a cobrar consumidores promedio 2007, 2008 y 2009,dividido por el total de ventas promedio del mismo período por 360.(2) Es la suma del activo fijo en servicio neto revaluado del año en que se efectúa el cálculo más el activo fijo en servicio neto revaluado del año anterior, dividido entre dos.(3) Total de costos y gastos de operación sin incluir los costos entre sistemas, depreciaciones, ni partidas amortizables dividido entre 360 y multiplicado por el período medio de cobro.(4) Suma del activo fijo en servicio neto promedio y capital de explotación.(5) Diferencia entre los ingresos de operacion y costos y gastos de operación.(6) Resultado de dividir el excedente de operación entre la inversión inmovilizada.

ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACIONDETALLE DEL CALCULO DEL PERIODO MEDIO DE COBRO


ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACION INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO

TARIFAS PROPUESTAS SIN IMPLEMENTACION DEL CVCMILLONES DE COLONES

INGRESOS DE OPERACIÓN


ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACIONACTIVO FIJO EN SERVICIO PROYECTADO

TARIFAS PROPUESTAS SIN IMPLEMENTACION DEL CVCMILLONES DE COLONES

ACTIVO

274

8.5 Situación financiera proyectada a nivel tarifario propuesto con implementación del Costo Variable de Combustible (CVC) y con rédito por alcanzar.

Bajo este escenario, se considera que el Costo Variable de Combustible (CVC) entra en vigencia el 15 de Febrero de 2011, por lo tanto se excluyen los combustibles tanto en la estructura de costos como en los ingresos. El ICE solicita en la presente solicitud ordinaria de ajuste en las tarifas, una disminución del 17,16% en las tarifas para el sistema de generación para el año 2011.



Tabla No. 8.12ICE-Sector electricidad - Sistema de generación

Estado de ingresos y gastos proyectado tarifas propuestas (con implementación del CVC)Periodo 2008 - 2015Millones de colones

Como se muestra en el cuadro anterior el gasto por combustible y lubricantes se excluye a partir del 2011, esto debido a que se considera en este escenario la aprobación de la metodología del CVC por parte de la ARESEP. Por esta razón el total de costos para ese año se reduce considerablemente con respecto al 2010. Los costos y gastos totales de 2011 decrecen en un 24,8% con respecto al 2010. Por tanto el excedente de operación corresponde a ₡80 915,4 millones, manteniendo la situación financiera del sistema de generación.

Bajo esta condición, el rédito para el desarrollo es de un 5,71%, en contraste con el rédito de referencia.

275

Partida/Año Real 2008 Real 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Ingresos de OperaciónIngresos por ventas de energía 178 966,0 247 378,5 237 818,9 207 335,0 215 631,5 219 295,6 217 885,7 228 159,3Ingresos por ventas al Sistema de Distribución 110 069,0 154 158,5 154 608,5 135 824,5 142 182,1 148 173,5 154 638,2 162 003,7Ingresos por exportaciones 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL 298 276,0 408 914,6 392 862,5 343 159,5 357 813,6 367 469,1 372 524,0 390 162,9Costos y gastos de OperaciónOperación, Mantenimiento y Comercialización de Generación 28 536,0 33 715,0 33 688,7 40 902,0 44 247,7 42 824,2 41 555,9 44 669,1Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Compra de energía Generadores Privados 64 780,0 76 783,6 67 223,7 66 459,2 66 891,1 70 177,9 133 759,4 153 304,8Depreciación activos en operación y otros activos 42 840,0 53 547,5 46 231,8 55 470,2 67 635,5 74 902,5 82 152,1 89 008,0Alquileres Operativos de Instalaciones 50 857,0 55 684,0 81 133,9 61 890,8 73 564,7 81 461,1 85 298,8 89 640,7Importación de Energía 3 985,0 6 755,9 4 868,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Gestión productiva 4 837,0 5 407,0 6 107,0 6 407,4 6 830,5 7 373,6 7 959,8 8 592,6Gastos de operación diversos 25 076,3 25 398,9 25 513,0 31 114,5 34 418,5 37 016,9 39 323,5 40 273,2

TOTAL 318 415,3 316 300,1 348 594,3 262 244,1 293 588,0 313 756,1 390 049,5 425 488,3Excedente de operación -20 139,3 92 614,6 44 268,2 80 915,4 64 225,5 53 713,0 -17 525,5 -35 325,3Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,0 51 665,0 0,0Excedente Operación después reconocimiento deuda -44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 915,4 64 225,5 53 713,0 -17 525,5 -35 325,3Otros Ingresos y egresos 8 831,0 9 559,5 9 993,4 10 378,5 10 920,9 11 617,0 12 368,4 13 179,6Gastos financieros y fluctuaciones cambiarias 64 693,0 30 468,4 25 427,4 61 972,6 84 897,9 105 156,0 110 758,1 121 195,6Excedente Neto de Operación -100 319,3 20 040,7 28 834,2 29 321,3 -9 751,4 -39 826,0 -115 915,2 -143 341,3

En la siguiente tabla se muestra la comparación de la situación financiera entre los escenarios a tarifas actuales y a tarifas propuestas considerando la aprobación del CVC.

Tabla No. 8.13ICE-Sector Electricidad - Sistema de generación

Comparación de resultados a tarifas actuales y tarifas propuestas (con implementación del CVC)

Periodo 2008 - 2011Millones De Colones

Fuente: Proyecciones Financieras, Gerencia de Finanzas


276

ActualesPropuesta con CVC

Propuesta con CVC para

alcanzar Rédito

Total ingresos de operación 298 276,00 408 914,60 392 862,46 403 979,95 351 472,95 343 159,46

Total costos y gastos de operación 318 415,34 316 300,05 348 785,88 323 627,47 262 244,07 262 244,07

Excedente de operación -20 139,34 92 614,55 44 076,58 80 352,49 89 228,88 80 915,39Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,00 51 665,00 0,00Excedente de operación después de reconocimiento de deuda -44 457,34 40 949,55 44 076,58 80 352,49 89 228,88 80 915,39Otros ingresos y gastos -55 862,00 -20 908,85 -15 433,96 -51 594,10 -51 594,10 -51 594,10Excedente neto de operación -100 319,34 20 040,70 28 642,62 28 758,39 37 634,78 29 321,28

Base Tarifaria 1 060 372,84 1 134 186,58 1 149 918,09 1 421 959,89 1 416 271,02 1 416 271,02

Rédito de desarrollo -4,19% 3,61% 3,83% 5,65% 6,30% 5,71%

2011

PARTIDA 2008 2009 2010


Tabla No 8.14

277

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Ingresos por ventas de energía 178 966,0 247 378,5 237 818,9 207 335,0 215 631,5 219 295,6 217 885,7 228 159,3Ventas entre sistemas 110 069,0 154 158,5 154 608,5 135 824,5 142 182,1 148 173,5 154 638,2 162 003,7Ingresos de exportación 9 241,0 7 377,5 362,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Ingresos por CVT 0,0 0,0 73,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


Operación, Mantenimiento y Comercialización de Generación 28 536,0 33 715,0 33 688,7 40 902,0 44 247,7 42 824,2 41 555,9 44 669,1Estudios preliminares 5 127,0 5 505,0 4 624,5 4 852,0 5 172,4 5 583,6 6 027,5 6 506,6Gasto Combustibles y lubricantes 97 504,0 59 008,2 83 827,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Complementarios de operación 236,0 3 434,7 495,3 681,1 778,8 1 026,6 1 001,6 109,4Compra de energía Generadores Privados 64 780,0 76 783,6 67 223,7 66 459,2 66 891,1 70 177,9 133 759,4 153 304,8Servicios de regulación 76,3 39,0 160,0 208,0 221,7 239,3 258,4 278,9Administrativos 8 869,0 8 739,0 9 671,4 10 147,2 10 817,2 11 677,1 12 605,5 13 607,6Seguros 2 508,0 4 019,8 4 891,2 5 022,7 5 777,2 6 500,9 6 981,1 7 437,6Depreciación activos en operación 42 105,0 52 020,5 42 266,7 46 512,3 52 326,5 55 361,3 58 800,5 61 529,2Absorción de partidas amortizables e intangibles 708,0 757,3 1 200,0 1 692,1 1 890,7 1 496,8 894,4 305,8Depreciación otros activos en operación 735,0 1 527,0 3 965,1 8 957,9 15 309,0 19 541,2 23 351,6 27 478,9Alquileres Operativos de Instalaciones 50 857,0 55 684,0 81 133,9 61 890,8 73 564,7 81 461,1 85 298,8 89 640,7Costos administrativos del EOR-OMCA 483,0 545,8 428,2 480,3 735,9 876,4 1 352,5 1 492,3Importación de Energía 3 985,0 6 755,9 4 868,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Estudios de preinversión 6 728,0 1 924,3 3 114,7 6 838,7 7 750,5 8 110,6 8 858,9 9 093,0Cánon de aguas 341,1 434,0 927,7 1 192,3 1 274,2 1 505,6 1 343,7 1 442,0Gestión productiva 4 837,0 5 407,0 6 107,0 6 407,4 6 830,5 7 373,6 7 959,8 8 592,6

TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 318 415,3 316 300,1 348 594,3 262 244,1 293 588,0 313 756,1 390 049,5 425 488,3EXCEDENTE DE OPERACIÓN -20 139,3 92 614,6 44 268,2 80 915,4 64 225,5 53 713,0 -17 525,5 -35 325,3

Reconocimiento deuda períodos anteriores 24 318,0 51 665,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0EXCEDENTE DE OPERACIÓN DESPUES DE RECONOCIMIENTO DEUDA -44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 915,4 64 225,5 53 713,0 -17 525,5 -35 325,3

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ACTIVO FIJO EN SERVICIO Revalúo otros activos en operación costo 52 108,0 66 847,0 166 770,2 344 085,9 387 428,2 406 143,9 424 226,1 442 208,4Otros activos en operación Revaluados 23 391,0 21 943,0 21 179,6 25 423,9 38 019,9 52 727,2 68 683,3 85 879,4Menos : Depreciación acumulada 48 359,0 49 604,0 67 955,5 118 213,1 195 963,8 285 875,9 386 165,3 497 398,1OTROS ACTIVOS EN OPERACION NETOS 27 140,0 39 186,0 119 994,3 251 296,7 229 484,3 172 995,1 106 744,2 30 689,7Activo fijo en operación bruto 1 841 379,0 1 848 610,0 1 853 564,0 2 285 310,0 2 386 628,1 2 547 896,3 2 675 551,7 2 773 390,1Menos: Depreciación acumulada activo fijo en operación 743 679,0 792 825,0 824 550,6 891 085,3 972 161,6 1 059 038,3 1 152 317,3 1 251 506,1ACTIVO FIJO EN OPERACION NETO 1 097 700,0 1 055 785,0 1 029 013,4 1 394 224,7 1 414 466,5 1 488 858,0 1 523 234,4 1 521 883,9ACTIVO FIJO EN SERVICIO TOTAL NETO 1 124 840,0 1 094 971,0 1 149 007,7 1 645 521,4 1 643 950,8 1 661 853,1 1 629 978,6 1 552 573,7

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Período medio de cobro(1) 31,2 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4 33,4Activo fijo en servicio neto promedio (2) 1 036 551,0 1 109 905,5 1 121 989,3 1 397 264,5 1 644 736,1 1 652 901,9 1 645 915,8 1 591 276,1Capital de explotación (3) 23 821,8 24 281,1 27 911,0 19 006,5 20 765,5 21 997,7 28 452,3 31 155,8Inversión inmovilizada (4) 1 060 372,8 1 134 186,6 1 149 900,3 1 416 271,0 1 665 501,6 1 674 899,6 1 674 368,1 1 622 432,0Excedente de operación (5) - 44 457,3 40 949,6 44 268,2 80 915,4 64 225,5 53 713,0 - 17 525,5 - 35 325,3

Rédito para el desarrollo (6) -4,19% 3,61% 3,85% 5,71% 3,86% 3,21% -1,05% -2,18%Notas


ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACION INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO

TARIFAS PROPUESTAS CON IMPLEMENTACION DEL CVCMILLONES DE COLONES

INGRESOS DE OPERACIÓN


ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACIONACTIVO FIJO EN SERVICIO PROYECTADO

TARIFAS PROPUESTAS CON IMPLEMENTACION DEL CVCMILLONES DE COLONES

ACTIVO

ConceptoPromedio

2007, 2008 y 2009

CALCULO DE REDITO DE DESARROLLOTARIFAS PROPUESTAS CON IMPLEMENTACION DEL CVC

MILLONES DE COLONES

(1) Cuentas a cobrar consumidores promedio 2007, 2008 y 2009,dividido por el total de ventas promedio del mismo período por 360.(2) Es la suma del activo fijo en servicio neto revaluado del año en que se efectúa el cálculo más el activo fijo en servicio neto revaluado del año anterior, dividido entre dos.(3) Total de costos y gastos de operación sin incluir los costos entre sistemas, depreciaciones, ni partidas amortizables dividido entre 360 y multiplicado por el período medio de cobro.(4) Suma del activo fijo en servicio neto promedio y capital de explotación.(5) Diferencia entre los ingresos de operacion y costos y gastos de operación.(6) Resultado de dividir el excedente de operación entre la inversión inmovilizada.

ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE GENERACIONDETALLE DEL CALCULO DEL PERIODO MEDIO DE COBRO

Período de Recuperación (# días) 33,4Fuente: Estados Auditados ICE

Cuentas por cobrar 17 505,7Ventas 188 887,8Rotación de Cuentas por cobrar 0,09

10. ANALISIS TARIFARIO

9.1 Análisis de la estructura tarifaria vigente desde el 07 de abril de 2010

El Sistema de Generación cuenta actualmente con una estructura tarifaria conformada por la tarifa T-CB, aplicable al Servicio de Distribución del Instituto Costarricense de Electricidad y a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A, la tarifa T-SG que aplica para la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia y Cooperativas de Electrificación Rural, y por la tarifa T-UD para usuarios directos del servicio de Generación ICE.

Las tarifas T-CB, T-SG y T-UD vigentes fueron aprobadas por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en la Resolución RRG-10018-2009 del 20 de agosto de 2009, publicada en La Gaceta No. 170 del 1 de setiembre de 2009.

9.1.1 Disposiciones generales vigentes de generación

DISPOSICIONES GENERALES:1º—La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración.

Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”.

Salvo debida justificación técnica originada por caso fortuito o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, Exceptuando condiciones de mantenimiento programado.

2º—Definición de periodos horarios.Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día.

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

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

287

3º—Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente.

La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico.

Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son:- Adecuada conexión del transformador de interconexión.- Características y requisitos de los relés a utilizar.- Características de los transformadores de instrumento.- Ajustes de las protecciones de la interconexión.

Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica.- Detección contra alimentación de falla.- Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase.- Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa).- Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión.- Cualquier otro que la empresa estime necesaria.

La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora.

En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la temporada alta a la máxima demanda registrada durante el mes.

El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde se encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE.

9.1.2 Estructura y nivel actual de la tarifa T-CB: Ventas a ICE Distribución y CNFL S.A.

A. Aplicación:

Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S. A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad.

288

B. Características del servicio:

Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras.Disponibilidad: En subestaciones de transmisión.C. Precios mensuales:

Cargo por energía, por cada kWhPeriodo punta: ¢46,50Periodo valle: ¢38,10Periodo noche: ¢32,40

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2 469,00/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.

9.1.3 Estructura y nivel actual de la tarifa T-SG: Sistema de Generación

A. Aplicación

Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia y Cooperativas de Electrificación Rural.

B. Características del servicio

Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras.Disponibilidad: En subestaciones de transmisión.

C. Precios mensuales Cargo por energía, por cada kWhPeriodo punta: ¢46,00Periodo valle: ¢37,70Periodo noche: ¢32,10



289

9.1.4 Estructura y nivel actual de la tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Generación del ICE

A. Aplicación

Todos aquellos clientes directos del servicio de Generación del ICE, cuyo punto de entrega de energía es estrictamente a 138 000 voltios o más.


Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras.Disponibilidad: En subestaciones de transmisión

C. Precios mensuales



Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público, o el impuesto de ventas.

9.2 Estructura y nivel tarifario propuesto a partir del 15 de febrero de 2011, con implementación del Cargo Variable por Combustible (CVC) y con ajuste para conseguir el rédito de referencia

9.2.1 Porcentajes de incremento propuestos para las tarifas del Sistema de Generación

En la siguiente tabla se presentan los incrementos tarifarios propuestos para el Sistema y las tarifas T-CB, T-SG y T-UD

Tarifa Descripción % de incremento

Sistema de GeneraciónT-CB Ventas a ICE distribución y CNFL

S.A.-17,16%

T-SG Sistema de Generación -17,16%T-UD Usuarios directos del servicio de

Generación del ICE-17,15%

Incremento promedio del Sistema -17,16%

290

Los cálculos se incluyen en el disco compacto adjunto a la solicitud tarifaria y el cual tiene

el nombre “Solicitud de Ajuste Ordinario de Tarifas Eléctricas Octubre 2010”.

9.2.2 Pliego tarifario propuesto para las tarifas del Sistema de Generación

A continuación se detalla el pliego tarifario propuesto para su aprobación.

Tarifa T-CB: Ventas a ICE distribución y CNFL S.A.

A. Aplicación








Tarifa T-SG: Sistema de Generación

A. Aplicación



Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras.

291

Disponibilidad: En subestaciones de transmisión.





Tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Generación del ICE

A. Aplicación



Medición: En los puntos de entrega de energía a los usuarios directos del servicio de Generación del ICE.Disponibilidad: En subestaciones de transmisión




Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público, ni el impuesto de ventas.

Disposiciones generales de generación

292

1. La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a la red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos periodos de integración.


Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1,y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, exceptuando condiciones de mantenimiento programado.

2. Definición de periodos horarios

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

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

Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

3. Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente.

293


Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son:

Adecuada conexión del transformador de interconexión.Características y requisitos de los relés a utilizar.Características de los transformadores de instrumento.Ajustes de las protecciones de la interconexión.

Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica.

Detección contra alimentación de falla. Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. Cualquier otro que la empresa estime necesaria.


En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes.


9.3 Estructura y nivel tarifario propuesto a partir del 15 de febrero de 2011, sin implementación del Cargo Variable por Combustible (CVC) y con ajuste para conseguir el rédito de referencia

9.3.1 Porcentajes de incremento propuestos para las tarifas del Sistema de Generación

En la siguiente tabla se presentan los incrementos tarifarios propuestos para el Sistema y las tarifas T-CB, T-SG y T-UD

294

Tarifa Descripción % de incremento

Sistema de GeneraciónT-CB Ventas a ICE distribución y CNFL

S.A.0,26%

T-SG Sistema de Generación 0,25%T-UD Usuarios directos del servicio de

Generación del ICE0,26%

Incremento promedio del Sistema 0,25%

Los cálculos se incluyen en el disco compacto adjunto a la solicitud denominado “Solicitud de Ajuste Ordinario de Tarifas Eléctricas Octubre 2010”.

9.3.2 Pliego tarifario propuesto para las tarifas del Sistema de Generación

A continuación se detalla el pliego tarifario propuesto para su aprobación.

Tarifa T-CB: Ventas a ICE distribución y CNFL S.A.

A. Aplicación








295

Tarifa T-SG: Sistema de Generación

A. Aplicación








Tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Generación del ICE

A. Aplicación



Medición: En los puntos de entrega de energía a los usuarios directos del servicio de Generación del ICE.Disponibilidad: En subestaciones de transmisión



296


Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público, ni el impuesto de ventas.

Disposiciones generales de generación

1. La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a la red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos periodos de integración.


Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1,y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, exceptuando condiciones de mantenimiento programado.

2. Definición de periodos horarios

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

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

Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

297

3. Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente.


Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son:

Adecuada conexión del transformador de interconexión.Características y requisitos de los relés a utilizar.Características de los transformadores de instrumento.Ajustes de las protecciones de la interconexión.

Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica.

Detección contra alimentación de falla. Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. Cualquier otro que la empresa estime necesaria.


En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes.


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Datos y proyecciones SISTEMA DE GENERACIÓN ICE 2010

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