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Oposición al aumento de tarifas eléctricas en los sistemas
de distribución, generación y transmisión de Electricidad del
ICE.
ET-057-2016; ET-058-2016 y ET-059-2016
10 noviembre, 2016
1
OPOSICIÓN AL AUMENTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN,
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE ELECTRICIDAD DEL ICE:
ET-057-2016, ET-058-2016 y ET-059-2016 RESPECTIVAMENTE.
CONTENIDO:
1. Sistema de Distribución –ET-057-2016 02 1.1. Tarifas eléctricas con tendencia creciente en Costa Rica 02 1.2. La realidad de la solicitud tarifaria de distribución para el
El año 2017 sin CVC: 11,3% 1.3. Aumento en demanda, aumento en ingresos y aumento en tarifas 06 1.4. Tarifa competitiva para la industria en entredicho (Media tensión B) 10 1.5. Análisis de los resultados a tarifas propuestas para el 2017 arrojan un
Crecimiento en ingresos del 30% en los últimos tres años. 10 1.5.1 Aumentos para el año 2017 11 1.5.2 Qué se encuentra si se analiza un panorama de tres años? 12 1.5.3 Aumentos por componente: Generación, transmisión y distribución Y el papel de ARESEP 13 1.6. Análisis puntual del aumento solicitado en Distribución para el año 2017 15 1.7. Quién le pone el cascabel al gato? ICE sin control tarifario 16 1.7.1. Liquidación de costos y gastos de distribución del año 2015 17
1.7.2. Liquidación 2016 (parte real estimada según solicitud tarifaria) 18
1.7.3. Respeta el ICE al Regulador? 19
1.8. Petitoria para el Sistema de Distribución 20
2. Sistema de Generación – ET-058-2016 21
2.1. La realidad de la solicitud tarifaria de distribución para el año
2017 sin CVC: 7,23% 21
2.2. Ingresos sistema de Generación y Estimación de demanda de riesgos 22
2.3. Aumento de gastos 25
2.3.1. Generadores privados (peso: 26%) 26
2.3.2. Depreciación 27
2.3.2.1. Impacto de Reventazón en la tarifa 28
2.3.3. Aclaraciones sobre PH Reventazón 30
2.3.4. Gastos de operación y mantenimiento 35
2.3.5. Alquileres operativos de instalaciones 35
2.4. Petitoria para el Sistema de Generación 37
3. Sistema de Transmisión – ET-059-2016 39
3.1. Petitorias sistema de transmisión 40
2
1 Sistema de Distribución - ET-057-2016
A continuación se presentan los argumentos técnicos que justifican la oposición de la Cámara de
Industrias de Costa Rica al aumento solicitado por el ICE para el año 2017.
1.1. Tarifas Eléctricas con tendencia creciente en Costa Rica
El precio promedio de la electricidad para los clientes del ICE viene en aumento, del gráfico
siguiente se aprecia una escalada de precios del 2005 al 2010, donde varios factores
justificaron el aumento, como lo fue la crisis de generación térmica con diésel y plantas
alquiladas de emergencia, posteriormente, con las soluciones implementadas y aumentos en
gastos de operación del ICE, no se logró bajar las tarifas pese que se redujo el impacto de la
costosa generación térmica, y siguieron creciendo hasta el año 2013, en que se alcanzó el
precio promedio de 20,7 centavos de dólar el kWh para los clientes del ICE. Para los años
2014, 2015 y 2016, las lluvias y la caída en los precios del petróleo, permitieron cierta
estabilidad, proyectando para el 2016 un promedio promedio cercano a los 16,5 centavos
de dólar el kWh, sin embargo con la solicitud tarifaria para el 2017, se amenaza otra vez a los
usuarios con un fuerte ajuste de 11,30% en colones, en momentos en que la inflación local y
externa está en niveles sumamente bajos.
Esta situación es preocupante pues en los países competidores de Costa Rica tanto en el mercado
local como internacional, no se observa la misma tendencia. Un benchmarking realizado por la
Cámara de Industrias de Costa Rica, refleja que ni en Estados Unidos, ni Europa, ni en países
suramericanos o México se tiene esa tendencia creciente observada en Costa Rica, lo que pone en
desventaja a la industria costarricense.
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ARESEP, 2016 y 2017 ET-057-2016
7,9 8,4 9,010,7
13,0
16,0 15,6 15,8
20,7
17,8 17,316,5
18,1
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
ICE: Precio Promedio para clientes del ICE en Centavos de US$ por kWh
3
Estados Unidos y Europa
Información oficial de ARESEP, la Agencia Internacional de Energía de los Estados Unidos como la
Eurostat, confirman que la tendencia de tarifa industrial de esos países es estable o a la baja,
mientras la de Costa Rica es creciente.
Empresas de Suramérica: Promedio país para una empresa de iguales características.
Fuente: Elaborado en CICR con datos de CIER, 2015
261
223213
205
172 168160
138 131
102
7759 56
36
0
50
100
150
200
250
300
El Salvador Guatemala República
Dominicana
Costa Rica Brasil Chile Uruguay Colombia Perú Ecuador Bolivia Paraguay Argentina Venezuela
Títu
lo d
el e
je
Promedio de tarifas medias a clientes industriales por país (Consumo: 50 MWh/mes, Potencia: 300kW)
Monto expresado en US$/MWh
4
Empresas de Suramérica: Precio para una empresa de iguales características en diferentes
empresas distribuidoras.
Los dos gráficos anteriores, confirman que la gran mayoría de empresas distribuidoras de
Latinoamérica tienen tarifas más bajas para la industria que Costa Rica.
Caso de una empresa industrial que consume 100000 kWh: Comparación realizada por CEPAL.
A nivel centroamericano Costa Rica es el país que más ha aumentado las tarifas en los últimos años
y lo que en el pasado era una ventaja, de tener una matriz predominantemente hidroeléctrica, ya
no lo es si lo vemos desde la perspectiva tarifaria. El Salvador, Guatemala y Honduras ofrecen
mejor tarifa que Costa Rica.
Estudio realizado con total de facturas de Tarifa de Media Tensión TMT ICE – Costa Rica
Elaborado en CICR con datos de CIER, 2015
250
160
110,38
0
50
100
150
200
250
300
CN
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53
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-7
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CO
RP
OE
LEC
-8
-Ve
n
51 Empresas eléctricas de Suramérica y 2 de Costa RicaTarifas Media para la Industria, calculada para una empresa igual
(Consumo: 50 MWh/mes, Potencia: 300kW) Monto expresado en US$/MWh
FUENTE: Elaborado en CICR con datos de CEPAL
20,1
14,56
12,24
16,77
21,0522,1
0
5
10
15
20
25
Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá
100000 kWh 274 kW
5
Cada empresa tiene un precio promedio diferente, pero en el caso de clientes del ICE en media
tensión la variación es grande siendo el promedio de 22 centavos de dólar por kWh.
HISTOGRAMA PRECIO PROMEDIO PAGADO TMT $/kWh
Fuente: El Sector Energía y la Competitividad de la Industria Costarricense, DRP, Trejos y Cornick, para OIT, 2016
6
En síntesis, la competitividad de las tarifas eléctricas para la industria en Costa Rica se ha perdido
y es un imperativo trabajar para lograr tarifas que favorezcan la inversión y el empleo en el país.
1.2 La realidad de la solicitud tarifaria de distribución para el año 2017 sin CVC: 11,3%
La solicitud del ICE conforme a la información presentada en el ET-057-2017 y la convocatoria a
audiencia que realiza al ARESEP expone un aumento de 9.75% sobre las tarifas ya vigentes para el
2017, sin embargo con respecto al año 2016 que es lo que interesa al consumidor el aumentos
solicitado es de un 11,3% como se puede resumir en el siguiente cuadro.
El cuadro de ingresos a tarifas propuestas sin combustibles presentado por el ICE para el año 2017,
permite visualizar el efecto esperado en los ingresos del sistema de distribución de 14,26% en los
ingresos, producto de un aumento supuesto en la demanda o cantidad vendida de kWh de 2,66%
(aunque la demanda global crecerá un 3,86% según la proyección realizada por el ICE ET-058-2016)
y un aumento promedio de tarifa de distribución de 11,30% del 2016 al 2017.
1.3 Aumento en Demanda, Aumento en Ingresos y Aumento en Tarifas.
Para conocer con detalle el aumento en la cantidad de kWh a vender, el aumento solicitado en
ingresos de cada tarifa o grupo de clientes y la tarifa promedio cobrada, se extrae el siguiente
cuadro tomado del Excel “Cuadro de Ingresos Distribución Tarifaria 2017- Sin el CVC:
La primera observación es que un 9,75% de aumento publicada sobre la tarifas 2017, en realidad
es de un 11,3% si la comparamos con la del año 2016. Sin considerar costo de combustibles, lo que
podría implicar realmente un ajuste superior al 11,3% para el año 2017.
ICE DISTRIBUCIÓN
RESUMEN
2016 2017 2018
VENTAS EN kWh 3 654 826 512 3 752 056 165 3 847 991 966
Ventas en Colones 328 201 553 382 375 016 063 752 386 460 656 204
Precio Promedio 89,80 99,95 100,43
Aumento en Unidades 2,66% 2,56%
Aumento en Ingresos s/ año anterior 14,26% 3,05%
Aumento en tarifas s/año anterior 11,30% 0,48%
Ingresos adicionales 46 814 510 370 11 444 592 453
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-058-2016
7
La segunda observación es que los aumentos solicitados entre tarifas son muy diferentes,
pesando para la industria en baja tensión un 72% y para la media tensión b en un 26,95% lo que
dista mucho del promedio de 11,30% y no es de recibo para el sector industrial costarricense.
ICE: SISTEMA DISTRIBUCION
KILOVATIOS HORA ESTIMADOS POR EL ICE Aumento Demanda
2016 2017 2018 2017
Residencial 1 445 305 858 1 477 078 597 1 507 403 681 2,20%
Oxigeno 1 052 715 1 076 274 1 098 370 2,24%
Comercial 791 584 293 816 967 506 843 117 056 3,21%
Industrial 99 995 178 79 286 145 81 230 073 -20,71%
T. Car. Social 151 526 519 156 148 506 161 145 876 3,05%
Media Tensión 797 580 358 839 648 281 862 386 525 5,27%
Media Tensión B 367 781 592 381 850 856 391 610 385 3,83%
Total 3 654 826 512 3 752 056 165 3 847 991 966 2,66%
ICE: SISTEMA DISTRIBUCION
Ventas en colones Aumento Ingresos
2016 2017 2018 2017
Residencial 131 646 203 895 147 898 664 712 150 935 090 415 12,35%
Oxigeno 81 634 662 91 865 831 93 751 796 12,53%
Comercial 97 130 125 223 103 611 178 586 106 927 571 990 6,67%
Industrial 7 719 298 883 10 578 068 989 10 837 420 886 37,03%
T. Car. Social 5 538 049 167 11 159 496 704 11 516 644 807 101,51%
Media Tensión 65 670 653 275 74 761 648 918 76 786 244 981 13,84%
Media Tensión B 20 415 588 276 26 915 140 011 29 363 931 328 31,84%
Total 328 201 553 382 375 016 063 752 386 460 656 204 14,26%
ICE: SISTEMA DISTRIBUCION
Tarifa promedio
Aumento Tarifa
Promedio
2016 2017 2018 2017
Residencial 91 100 100 9,93%
Oxigeno 78 85 85 10,07%
Comercial 123 127 127 3,36%
Industrial 77 133 133 72,83%
T. Car. Social 37 71 71 95,54%
Media Tensión 82 89 89 8,14%
Media Tensión B 56 70 75 26,98%
Total 90 100 100 11,30%
Fuente: Elaborado en CICR con datos del ET-058-2016
8
La tercera observación es con relación al aumento en la demanda, que nos permitimos agregar
la siguiente información de la solicitud realizada el año anterior cuando se solicitó tarifa para el
año 2016.
Replicando la información de Ventas Esperadas del SEN para el escenario medio se obtiene:
Fuente: Elaborado en CICR con datos del ET-058-2016
100 85
127 133
71
89
70
100 91
78
123
77
37
82
56
90
20
40
60
80
100
120
140
160
Residencial Oxigeno Comercial Industrial T. Car. Social MediaTensión
MediaTensión B
Total
ICE DISTRIBUCIÓN: TARIFA PROMEDIO 2016 Y 2017 SIN CVC COLONES /kWh
2016 2017
9
Tabla 6.2
Proyección de Demanda: Crecimientos Anual
Se extrae:
Ventas del SEN:
Año Crecimiento
2011 1,4%
2012 3,7%
2013 0,9%
2014 1,2%
2015 1,5%
2016 4.0%
2017 3.1%
En contraste en la solicitud de tarifas para el 2017, la información que presenta el ICE en el ET-
058-2016 es la siguiente:
Contrasta el año 2016 que a nivel global presenta un aumento de 7,67% contra el 4% estimado
cuando se solicitó tarifa para el 2016.
En cuanto al aumento en unidades vendidas reiteramos la solicitud a ARESEP de hacer la
estimación propia revisada por sus expertos, pues no puede depender únicamente de la que
presenta el operador. Un desvío a favor del operador de más de 300 GWh vendidos en un año,
representa un ingreso adicional muy significativo. En el caso de ICE Distribución, el crecimiento
supuesto es de 2,66% para el 2017 cuando el aumento de ventas del SEN lo estima el ICE en 3,86
es decir un 31% más bajo.
Cuadro No. 1.17
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
Ventas a Consumidores Directos y Empresas
Distribuidoras (MWh)
Modelo Tendencial
2016 – 2018 (*)
AÑO MWh Crec. %
2016*
2017
2018
9 161 375
9 514 487
9 745 380
7,67
3,86
2,43
*Datos reales a junio 2016.
10
Lo anterior que debe llamar la atención de la ARESEP, sobre pues afecta el crecimiento de tarifa
solicitada para el 2017.
1.4 Tarifa Competitiva para la industria en entredicho ( Media Tensión B)
Para el caso de las tarifas industriales, en el año 2016, se abrió la opción de tarifa de media tensión
b, que ha sido un alivio para muchas empresas intensivas en el uso de electricidad en su proceso
productivo, sin embargo, preocupa que la solicitud de aumento tarifario para el 2017 conlleva un
aumento de un 26,98%.
Un aumento de 26,98% prácticamente anularía el esfuerzo de la Administración Solis Rivera, por
buscar una mejora en la competitividad de las tarifas para la industria costarricense intensiva en
el uso de la electricidad.
1.5 Análisis de los Resultados a tarifas propuestas para el 2017 arrojan un crecimiento en
ingresos del 30% en los últimos tres años.
Para profundizar en el análisis y de forma más integral en el sistema de distribución del ICE, a
continuación se presenta el Estado de Resultados del sistema de distribución, organizando sus
principales rubros:
Fuente: Elaborado en CICR con datos del ET-057, 58-2016
3,86
2,66
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
Crecimiento Ventas SEN Crecimiento Ventas ICE-Distribuión
% Crecimiento de Ventas SEN e ICE Ditribución para 2017
11
Para el 2017 se solicita un aumento en los ingresos globales del sistema de 15%, y si damos una
mirada a los últimos tres años, el aumento es de 30%. Cifra que llama la atención, pues
considerando el bajo crecimiento de la demanda, el principal factor es el aumento de tarifas.
1.5.1 Aumentos para el año 2017
Si descomponemos el aumento se tiene:
- 3% para los principales gastos propios del sistema de distribución: Operación y
Mantenimiento, Administrativos y Gestión productiva que pesan un 21% de la tarifa de
distribución,
- 14% de aumento en la depreciación que pesa un 5%, y un
- 11% producto del efecto de la generación y 8% de aumento en transmisión que pesan el
57% y 13% respectivamente del total de ventas del sistema, esto significa que el 70% del
costo de los usuarios del ICE Distribución proviene de ventas internas del ICE Generación
e ICE Transmisión.
- En total los costos subirían un 9% para el 2017 sin considerar costo de Combustibles, pero
la pretensión es aún mayor pues solicita 14,264 millones de colones de excedente de
operación o Rédito para el desarrollo.
- Llama la atención también el renglón de Ingresos no regulados del sistema de distribución,
pues si son ingresos generados con el personal y los activos del sistema de distribución
deberían venir a aliviar las tarifas del sistema, pero al presentarlos por debajo del renglón
de Excedente de Operación no colaboran en la rebaja de las tarifas eléctricas. Situación
que no debería ser así, pues los activos estarán dando un rédito mayor al usado a nivel
tarifario.
ICE DISTRIBUCIÓN
CIFRAS EN MILLONES DE COLONES
2014 2015 2016 2017 2015 2016 2017 Tres años
Importan
cia
Ingresos de operación (Ventas de electricidad) 297 990,2 343 638,0 338 284,6 387 404,0 15% -2% 15% 30% 100%
Operación ice distribución: OYM,
Administrabivos y Gestión Prod. 72.400 77.602 80.792 83.130 7% 4% 3% 15% 21%
Depreciación 27.488 29.609 16.941 19.364 8% -43% 14% -30% 5%
Energía y Potencia: efecto ICE Generación155.232 184.961 198.798 219.767 19% 7% 11% 42% 57%
Peaje: Efecto ICE Transmisión 34.662 42.656 46.161 50.003 23% 8% 8% 44% 13%
Otros gastos sist Distribución 1.187 927 836 876 -22% -10% 5% -26% 0%
TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN290.970 335.754 343.527 373.140 15% 2% 9% 28% 96%
Exc. Operación o Rédito para el Desarrollo7.020 7.884 -5.243 14.264 12% -166% 372% 103% 4%
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-057-2016
Ingresos No Regulados del Sistema de Distribución
2014 2015 2016 2017 Acumulado
Ingresos o egresos netos ajenos a
la explotación 5 248,9 6 753,0 2 962,7 3 081,2 18 045,7
12
De modo que el flujo generado es mucho mayor, solo agregando Depreciación, Redito y
Ingresos ajenos a la explotación, estamos hablando de 36,729 millones disponibles en
efectivo para el 2017 en este sistema.
1.5.2 Qué se encuentra si se analiza un panorama de tres años?
Cuando analizamos el aumento de los últimos tres años, los cuestionamientos se hacen
más fuertes:
1- Aumento en los ingresos en tres años es de 30%, que tiene que cubrir fuertes
aumentos en los sistemas del ICE Generación y el ICE Transmisión.
2- Aumento Energía y Potencia (o ICE Generación): 42% en tres años. Esto es
aproximadamente un 14% por año. Es razonable que los costos de producción del ICE
en época en que bajó el costo del combustible y la cantidad consumida del mismo, y
sin contemplar aumento por ese concepto (CVC), aumente los costos de producción
de electricidad en un 14% al año sostenido por tres años? Que está ocurriendo en el
ICE Generación? Por qué suben tanto los costos?.
3- Aumento en el Peaje o sistema de Transmisión es de 44% en solo tres años, es decir
es aun mayor al aumento en el ICE generación acercándose al 15% por año. Cómo es
posible esto?. De seguir así, en 5 años se habrán duplicado las tarifas eléctricas en
Costa Rica nuevamente.
Elaborado en CICR con datos del ET-057-2016
108.096,0116.021,5
93.325,6
117.633,7
155 232,0
184 960,5198 798,0
219 767,2
34 662,2 42 656,0 46 161,0 50 003,1
0,0
50.000,0
100.000,0
150.000,0
200.000,0
250.000,0
2014 2015 2016 2017
ICE: Sistema de DistribuciónMillones de Colones
Componente ICE DISTRIBUCIÓN Componente ICE GENERACIÓN
COMPONENTE ICE TRANSMISIÓN
13
El grafico anterior evidencia que los tres sistemas sufren incremento en su tarifa promedio, el
sistema de generación es el de más peso 57% para el 2017, el de distribución pesa un 30% y
finalmente el de Transmisión que según la solicitud del ICE para el 2017 pesaría un 13% de la
tarifa total.
La solicitud de aumento tarifario, conlleva un ajuste muy fuerte en una época en que la
economía local e internacional ni la nacional se recuperan de bajos niveles de crecimiento. Del
cuadro presentado arriba, se extraen las últimas dos columnas, que reflejan el aumento del
año 2015, 2016 y 2017 de las proyecciones que presenta el ICE.
1.5.3 Aumentos por componente: Generación, Transmisión y Distribución y el papel
de ARESEP
Si se analiza el período de tres años, evidencia que el ICE el principal problema lo tienen los
consumidores al financiar aumentos del sistema de generación y transmisión y en menor
medida del sistema de distribución. Por cuanto el componente de generación ha aumentado
en 42% y el de transmisión en 44% mientras el componente de distribución que pesaría para
el 2017 un 30% de la tarifa, estaría creciendo un 9%. Sin embargo el aumento de ese
componente para el 2017 es de un 26%.
Una caída en el gasto de depreciación, beneficia la tarifa, pero deja la duda, sobre si los gastos
de depreciación de los otros sistemas, también necesitan una revisión. Si se limpió la base
tarifaria, del sistema de distribución, se limpió también la de los otros sistemas. Como se
observa en el gráfico la el gasto de depreciación bajó en 2016 en 12 668 millones de colones.
ICE DISTRIBUCIÓN
CIFRAS EN MILLONES DE COLONES
Tres años
Importan
cia
Ingresos de operación (Ventas de electricidad)30% 100%
Operación ice distribución: OYM,
Administrabivos y Gestión Prod. 15% 21%
Depreciación -30% 5%
Energía y Potencia: efecto ICE Generación 42% 57%
Peaje: Efecto ICE Transmisión 44% 13%
Otros gastos sist Distribución -26% 0%
TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN28% 96%
Exc. Operación o Rédito para el Desarrollo103% 4%
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-057-2016
ICE DISTRIBUIÓN: EFECTO DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
CIFRAS EN MILLONES DE COLONES Y %
2014 2015 2016 2017 2015 2016 2017 Tres años Peso %
Componente ICE DISTRIBUCIÓN 108.096,0 116.021,5 93.325,6 117.633,7 7% -20% 26% 9% 30%
Componente ICE GENERACIÓN 155 232,0 184 960,5 198 798,0 219 767,2 19% 7% 11% 42% 57%
COMPONENTE ICE TRANSMISIÓN 34 662,2 42 656,0 46 161,0 50 003,1 23% 8% 8% 44% 13%
14
Asumiendo una tasa de depreciación de 10% anual, implica que se sacaron activos por valor
de 126,000 millones de colones.
Instamos a la ARESEP a seguir evaluando la pertinencia de los activos en la base tarifaria, para
no estar cubriendo un rédito sobre la base tarifaria que no tiene razón de ser.
En resumen, si se analiza un período mayor a un solo año, se llega a la conclusión de que no puede
el sistema soportar aumentos tan fuertes como los que presenta el ICE Distribución. No puede
ARESEP permitir aumentos de 42 o 44% en gastos de un año a otro.
Si ICE Distribución tuviese un gerente distinto e independiente al de ICE GENERACION, aceptaría
ese gerente pagar en tres años un 42% más por la materia prima, o un 44% más por el transporte?
El problema es que en el modelo verticalmente integrado del ICE, es el mismo gerente de
electricidad, que produce y se auto compra la producción y se auto contrata el servicio de
transporte.
Es en ese momento que la ARESEP debe jugar un papel estratégico, para valorar si es razonable
que ese gerente se auto compre kilovatios hora cada vez más caros y genere ingresos un 42% o
44% más altos en solo tres años.
ARESEP no puede aceptar como normal esa situación y esperamos que el nuevo Regulador
Nacional tome conciencia de lo que está ocurriendo entre estos sistemas, que finalmente afecta
al consumidor, al industrial y en general la competitividad del país, pues casi se acepta como algo
natural que Costa Rica es más caro y no se hace toman medidas al respecto. Dicho de otra forma
si se es ineficiente en la producción del servicio, entonces el servicio es caro y no puede aceptarse
simplemente que Costa Rica es caro, pues como está pasando en el sur del país que como Costa
Rica es caro, entonces los costarricenses van a Panamá a comprar los servicios de salud. Si bien un
Elaborado en CICR con datos del ET-057-2016
27.48829.609
16.94119.364
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
2014 2015 2016 2017
ICE Distribución: Depreciación Millone de Colones
15
consumidor residencial no lo puede hacer, una empresa sí se puede trasladar a otro país, que
ofrezca costos menores.
1.6 Análisis Puntual del aumento solicitado en Distribución para el año 2017
Si se analiza solo el paso de la tarifa eléctrica sin combustibles aprobada para el año 2016 y la
solicitada para el año 2017, la realidad es que se está subiendo un 11,3% la tarifa total, pero
por componente el aumento más fuerte lo lleva el componente de distribución para los
clientes del ICE. Como se muestra en el siguiente cuadro y gráfico el componente de
Distribución subirá del 2016 al 2017 un 20,5%. Aumento a todas luces desproporcionado,
cuando los parámetros de escalonamiento son relativamente bajos en inflación y devaluación.
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-058-2016
49,45 53,02
12 13
2934
0
20
40
60
80
100
120
2016 2017
ICE: COMPOSICIÓN DE LA TARIFA DE DISTRIBUCIÓNCOLONES POR kWh sin CVC
TARIFA GENERACIÓN TARIFA TRANSMISIÓN TARIFA DISTRIBUCIÓN
ICE: GENERACIÓN, TRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN
AUMENTOS DE TARIFA POR COMPONENTE- EN COLONES POR kWh
2016 2017 AUMENTO AUMENTO
GENERACIÓN 49,45 53,02 3,57 7,2%
TRANSMISIÓN 11, 83 12, 57 0,74 6,3%
COMPONENTE DISTRIBUCIÓN 28, 52 34, 36 5,84 20,5%
TARIFA DISTRIBUCIÓN TOTAL 89,8 99,95 10,15 11,3%
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-058-2016
16
Queda evidenciado que para el 2017, la mano se está cargando al componente de distribución,
pues los otros componentes ya se han cargado en años recientes.
1.7 Quién le pone el cascabel al gato? ICE sin control tarifario
La metodología recientemente aprobada por ARESEP para fijar las tarifas, permite la
liquidación de cuentas de manera integral. Incluso muy atinadamente, ante una reciente
solicitud del ICE para aumentar las tarifas durante el año 2016 por haber gastado más de lo
aprobado por ARESEP para importaciones en el primer semestre del año, la ARESEP lo envió
al Estudio Ordinario de precios para el año 2017. (RIE-090-2016) Esto principalmente porque
se supone que si se importó más energía es porque se vendió más, por lo que los gastos se
cubrieron con mayores ingresos por ventas.
No obstante lo anterior, a continuación se demuestra que la ARESEP es “burlada” por el ICE
cuando trata de implementar una metodología, incluso el aceptar liquidaciones sin valorar la
necesidad del gasto para brindar el servicio puede actuar en contra de los consumidores o
abonados, pues va a consolidar una práctica que ha venido ejecutándose con la aplicación de
la metodología tarifaria y que a nuestro juicio incumple la Ley de ARESEP, como se explica a
continuación:
17
1.7.1 Liquidación de Costos y Gastos de Distribución del año 2015
Para analizar el tema de las liquidaciones, aspecto novedoso en la metodología tarifaria
recientemente aprobada, se presentan el siguiente cuadro con información del de gastos
solicitados por el ICE, aprobados por ARESEP y liquidación real presentada por el ICE en
analicemos los costos y gastos del ICE DISTRIBUCION año 2015 y 2016.
Fuente: Elaborado en CICR con datos de solicitud tarifaria y resolución tarifaria para el año
2015.
Analicemos la Sección de Costos y Gastos de Operación del ICE Distribución para el año 2015,
el año 2015 el ICE solicitó ajuste tarifario para realizar gastos en ICE distribución, sin cvc por
un monto de 353 655,8 millones de colones, la ARESEP haciendo valer las potestades que le
dio la ley, le indicó en la resolución de ajuste tarifario de ese año, que le aprobaba costos y
gastos por 325 805,6 millones de colones, es decir 27 854,2 millones de colones menos porque
estaban inflados o no eran requeridos para brindar el servicio como lo dice la Ley.
En la solicitud para tarifas 2017, el ICE presenta lo que podemos asumir son datos reales del
sistema de distribución para el año 2015 y reporta que gastó 335 754,0 millones de colones.
Es decir gastó un 3% más sobre lo aprobado, casi 10,000 millones de colones más. Pierde el
ICE eso que gastó de más? Deberá ajustar sus gastos para el siguiente año? Que hará la ARESEP
al respecto. Hasta donde llegan las potestades reales de ARESEP para controlar los gastos.
Solicita el ICE lo necesario o infla los gastos? Si analizamos la columna sobre lo que solicitó el
ICE y la comparamos con lo que realmente gastó, encontramos que el ICE solicitó 17 901
millones más de lo que realmente necesitó en gastos para el sistema de distribución. Estará
la solicitud del 2017 también sobrestimada en costos y gastos como lo estuvo la del año 2015.
ICE-SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE DISTRIBUCION
ANALISIS DE LA LIQUIDACION 2015
MILLONES DE COLONES
PERIODO
2015
solicitado
Ice
2015
aprobado
ARESEP
2015 REAL
presentado
ICE
2015
Gastado
sobre
aprobado
% gastado
sobre lo
aprobado
2015
Solicitado
sobre lo
requerido
2015
Solicitado
de más
ICE
COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN
Operación y Mantenimiento 30.569,0 30.030,6 34.291,8 4.261,2 14% -3.722,8 -11%
Comercialización 27 258,3 25 451,6 22 695,0 -2.756,6 -11% 4.563,3 20%
Servicios de regulación 669,9 628,0 635,0 7,0 1% 34,9 5%
Administrativos 7.524,6 7.282,1 8.286,0 1.003,9 14% -761,4 -9%
Seguros 106,7 101,7 99,6 -2,1 -2% 7,1 7%
Depreciación activos en operación 16 079,0 14 471,0 25 296,5 10.825,5 75% -9.217,5 -36%
Absorción de partidas amortizables e intangibles 174,8 174,8 513,6 338,8 194% -338,8 -66%
Depreciación otros activos en operación 7 302,3 6 402,0 3 799,0 -2.603,0 -41% 3.503,3 92%
Energía y Potencia distribución 207 675,7 188 896,1 184 960,5 -3.935,6 -2% 22.715,2 12%
Gastos por incobrables 797,6 602,2 173,0 -429,2 -71% 624,6 361%
Peaje 43 665,2 41 491,2 42 656,0 1.164,8 3% 1.009,2 2%
Complementarios 19,0 19,0 -19,0 -100%
Gestión productiva 11.832,7 10.270,3 12.329,0 2.058,7 20% -496,3 -4%
TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 353 655,8 325 801,6 335 754,0 9.952,4 3% 17 901,8 5%
18
Son preguntas que se hacen los usuarios, y que esperamos continúe haciéndose la ARESEP,
para balancear los intereses de los prestadores de los servicios y los usuarios.
1.7.2 Liquidación 2016 (Parte real, parte estimada según solicitud tarifaria)
Para el año 2016, el ICE solicitó costos y gastos de operación para el sistema de distribución
por 352,697 millones de colones, ARESEP aprobó 313 176 millones de colones, pero ahora en
la solicitud tarifaria para el 2017, el ICE estima que gastará 343 527,3 millones al cierre del
2016, es decir anuncia que gastará 30 350 millones más de lo aprobado por ARESEP.
Donde quedó el esfuerzo de ARESEP, fue burlado? Causará esto alguna reacción de ARESEP,
en especial ahora que hay un nuevo Regulador, cual es la opinión al respecto? Dirá que
ARESEP hizo mal su tarea o insistirá ante el ICE por la reestructuración en sus gastos para que
se ajuste a los gastos verdaderamente requeridos para brindar el servicio como lo dice la Ley
de ARESEP?
O bien, aceptará la ARESEP que el ICE continúe con la práctica usada por años, de hacer caso
omiso al presupuesto de gasto aprobado por ARESEP y aprovechándose de un poco control
sobre la metodología, se solicite el aumento para el año 2017 sobre lo real del 2015 y 2016,
montos que no respetaron los presupuestos de ARESEP.
Entender esta dinámica es explicarse por qué se prevén parámetros de escalonamiento de los
gastos con una complicación técnica y una precisión ingenieril para llevar parámetros de
inflación local y externa y ajustar las partidas de gasto según el componente local y externo,
etc, etc, pero que al final pese a una inflación anual de entre 1% y 4% y las tarifas suben
11,3% o 15% al año.
19
La preocupación de los usuarios, de que se sobreestiman los costos y gastos cuando se solicita
tarifa, queda justificada cunado se observa que el para el 2016 solicitaron gastos por 352 679,7
millones y se reporta gasto de 343 527,3 millones. Es decir 9 152 millones de colones. Pero
sobre ese gasto excedido del 2016, se proyecta la solicitud del año 2017 y entonces se solicita
un 19% sobre los gastos aprobados por la ARESEP para el 2016. A continuación se detallan
rubros importantes.
1.7.3 Respeta el ICE al Regulador?
Sobre que se calculan los costos para el 2017 y por tanto el aumento de tarifa?
En la última columna del cuadro anterior, se puede apreciar cual es el aumento solicitado por
el ICE sobre los costos y gastos aprobados por ARESEP para el 2016 en la solicitud que hace
para el 2017.
Si el ICE solicita un 39% de aumento en gastos de operación y mantenimiento para el 2017
sobre lo que le aprobó la ARESEP gastar el año 2016, que hará la autoridad de ARESEP para
detener esto?
En gastos administrativos solicita un 31% sobre los aprobados por ARESEP para el año 2016.
En gastos de gestión productiva un 56% más.
ICE-SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE DISTRIBUCION
ANALISIS DE LA LIQUIDACION 2016 ?
MILLONES DE COLONES
PERIODO
2016
Solicitado
Aprobado
ARESEP
2016
Presentad
o en sol.
Tarifas
2017
2016
gastado
sobre lo
aprobado
2016
Solicitado
de más
ICE 2017
% solicitado
sobre
aprobación
de ARESEP
2016
COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN
Operación y Mantenimiento 33.349,8 26.598,1 35 765 34% -7% 37 039 39%
Comercialización 25.982,0 20.020,8 22 990 15% 13% 23 820 19%
Servicios de regulación 653,6 579,3 579 0% 13% 597 3%
Administrativos 9.089,3 6.976,7 8 931 28% 2% 9 154 31%
Seguros 97,0 95,4 86 -10% 13% 85 -11%
Depreciación activos en operación 16.468,2 20.253,5 15 890 -22% 4% 16 740 -17%
Absorción de partidas amortizables e intangibles 2.765,9 223 1140% 256
Depreciación otros activos en operación 145,5 145,3 828 469% -82% 2 368 1529%
Energía y Potencia distribución 202.920,7 186.777,0 198 798 6% 2% 219 767,2 18%
Gastos por incobrables 600,7 170 253% 194,4
Peaje 49.109,2 43.346,2 46 161 6% 6% 50 003,1 15%
Complementarios 0 0,0
Gestión productiva 11.497,9 8.384,3 13 106 56% -12% 13 117 56%
TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN352.679,7 313.176,5 343 527,3 10% 3% 373 140,3 19%
Fuente: Elaborado en CICR con datos de RIE-019-2015 y ET-057-2016 y RIE-127-2015 30.350,8 9.152,5
20
En general solicita un aumento en costos y gastos de operación de un 19% sobre lo aprobado
para el año 2016. No debió ajustar sobre lo aprobado que fue lo que determinó ARESEP era lo
requerido para brindar el servicio según su ley.
Quien le podrá decir al ICE, como Ud. como empresa gastó, más de lo esperado, ahora tendrá
que ajustarse aún más pues los ajustes serán sobre el gasto aprobado.
Será la metodología cómplice pues le permite usar los datos reales de gasto y más aún le
permitirá que en el próximo período se ajusten las tarifas para cubrir los costos adicionales en
que incurrió de más el año anterior?.
Lo expresamos cuando nos convocaron como usuarios a opinar sobre la nueva metodología,
pero la metodología solo estableció en un reglamento una metodología arcaica y cuestionada
desde hace más de cuarenta años, por los graves problemas que presenta.
1.8 Petitoria para el Sistema de Distribución:
1- Revisar estimaciones de demanda y de gastos con lupa, pues suele ser una práctica de
los operadores sub-estimar ingresos y sobre estimar gastos. En este caso por el lado
de los ingresos llama la atención que la demanda global crecerá un 3,85%, pero la del
ICE distribución solo 2,66%. Así como por el lado de los gastos, mientras los
escalonamientos en gastos, son por ejemplo en remuneraciones es de 1,01% para 2016
y de 2,5% para el 2017, pero los gastos de operación y mantenimiento, administrativos
o de gestión productiva son un 39%, 31% y 56% más altos que lo aprobado por ARESEP
en el 2016.
2- Explicar a los usuarios representados por la Cámara de Industrias de Costa Rica y demás
usuarios, como manejará la ARESEP el no cumplimiento por el ICE de los presupuestos
aprobados de costos y gastos, en especial los no asociados a crecimiento de la demanda.
3- Solicitamos rechazar aumentos sobre presupuestos excedidos, saltándose la
aprobación que realiza el Regulador, de lo contrario el excelente trabajo minucioso de
ARESEP para eliminar los gastos no requeridos para brindar el servicio se estarían
echando por la borda, es decir quedarían sin ningún efecto y la aplicación de la
Metodología Tarifaria.
4- Moderar el aumento solicitado pues al ritmo de crecimiento que solicita el ICE para el
2017, en tres años un aumento de 30% o bien de la materia prima (energía y potencia
y peaje) de un 43%, se volverían a duplicar las tarifas en cinco años.
21
2. SISTEMA DE GENERACIÓN ET-058-2016
Si el sistema de Generación solicita 512 887 millones de colones para el año 2017 sin
considerar gasto de combustibles para generación, tanto por su magnitud como por su
impacto es de interés para los usuarios el ajuste de tarifas solicitado.
2.1 La realidad de la solicitud tarifaria de distribución para el año 2017 sin CVC: 7,23%
Para valorar la solicitud de aumento realizada por el ICE para el sistema de generación, se
resume en el siguiente cuadro:
El ICE estima un amento en la demanda de 3,85% para el 2017 y un aumento en la tarifa
promedio de 7,23% respecto a la decretada para el año 2016 sin CVC.
Esto permitiría lograr 52 311,7 millones de colones en el 2017 y sobre estos 12 518,2
adicionales en el 2018. La solicitud planteada pretende entonces un aumento de los ingresos
para el 2017 de un 11,36% respecto a lo solicitado para el 2016.
FUENTE: Elaborado en CICR CON DATOS DEL ET-058-2016
49, 45
53, 02
47,
48,
49,
50,
51,
52,
53,
54,
2016 2017
ICE GENERACIÓN: TARIFA PROMEDIO AUMENTA UN 7,23% DEL 2016 AL 2017
22
2.2 Ingresos sistema de Generación y Estimación de demanda y riesgos
Ese aumento en ingresos de un 11,36% para el año 2017, cuando se analiza en un plazo de 3
años se acumula un 43% de aumento en los ingresos por ventas a otras distribuidoras y un
42% por ventas al sistema de distribución del ICE.
Puede soportar el sistema eléctrico ese crecimiento tarifario? Es aceptable que en tres años
se aumente un 43% los ingresos. Cuanto ha crecido la demanda en ese período? Informes en
el sitio Web de ARESEP estiman crecimiento en la demanda al cierre del 2016, cercano al 2%.
En el apartado 1. Sobre Distribución, se analizó el peso del componente de Generación en la
tarifa de los usuarios del servicio del ICE. A continuación se analiza el Estado de Resultados del
ICE Generación para identificar qué es lo que está generando el aumento en las tarifas.
En cuanto a los ingresos de operación, se observa un aumento para el 2017 de 52,344 millones
que equivale al 11% de los ingresos de operación totales, pero al visualizar tres años de
ingresos sin CVC, los ingresos han subido un 41%. Es decir que crecen a más de un 13% anual,
lo que no parece guardar relación con los crecimientos de la demanda. De la proyección de
demanda realizada por el ICE para el año 2016, se extraen los siguientes porcentajes de
crecimiento.
Tabla 6.2
Proyección de Demanda: Crecimientos Anual
Se extrae:
Ventas del SEN:
Año Crecimiento
2011 1,4%
2012 3,7%
2013 0,9%
2014 1,2%
2015 1,5%
2016 4.0%
2017 3.1%
ICE - SECTOR ELECTRICIDAD SISTEMA DE GENERACION
ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS
PERIODO 2014 - 2017
ESTADOS A TARIFAS PROPUESTAS
MILLONES DE COLONES
3 años
2017
CAMBIO
Impo
rtanci
a %
2014 2015 2016 2017 2017 2017/2014 ABSOLUTO
INGRESOS DE OPERACIÓN
Ingresos por ventas de energía 209 893,6 243 165,1 267 510,0 299 107,0 12% 43% 57%
Ventas Sistema de distribución 155 232,0 184 960,6 198 798,0 219 767,2 11% 42% 42%
Ingresos por exportación 4 838,7 9 316,0 4 058,2 3 836,4 -5% -21% 1%
TOTAL INGRESOS DE OPERACIÓN 369 964,3 437 441,7 470 366,2 522 710,5 11% 41% 52.344 100%
REAL PROYECCION
23
En la solicitud para el 2017, se incluye el siguiente cuadro:
Cuadro No. 1.17
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
Ventas a Consumidores Directos y Empresas Distribuidoras
(MWh)
Modelo Tendencial
2016 – 2018 (*)
AÑO MWh Crec. %
2016*
2017
2018
9 161 375
9 514 487
9 745 380
7,67
3,86
2,43
*Datos reales a junio 2016.
En el Cuadro de ingresos del sistema de Generación se presentan crecimientos del 2,83% para
ventas al
24
Sistema de distribución del ICE Y CNFL, PERO DE 9% a otras distribuidoras, y de 0% en empresas
de alta tensión, para un promedio de 3,85% en el sistema.
En el plan de expansión presentado, no se incluye el % de crecimiento para 2016, pero para 2017,
se incluye un 3,5%:
ICE: SISTEMA DE GENERACIÓN
VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (potencia y energía)Aumento Aumento
2016 2016 2017 2018 Demanda Demanda
TOTAL TOTAL TOTAL 2017 2018
kWh kWh kWh
PUNTA 1 818 624 422 1 874 990 173 1 927 161 112 3% 3%
VALLE 3 110 030 771 3 204 210 591 3 293 576 591 3% 3%
NOCHE 2 558 320 181 2 620 011 973 2 692 730 219 2% 3%
T. kWh 7 486 975 374 7 699 212 737 7 913 467 922 2,83% 2,78%
TOTAL
kWh
PUNTA 322 889 663 340 714 557 344 951 069 6% 1%
VALLE 660 712 271 720 008 631 725 894 070 9% 1%
NOCHE 619 148 772 687 594 601 693 362 609 11% 1%
T. kWh 1 602 750 706 1 748 317 789 1 764 207 748 9% 1%
TOTAL
kWh
PUNTA 41 956 271 41 929 740 42 293 871 0% 1%
VALLE 85 905 562 86 273 723 87 667 964 0% 2%
NOCHE 96 706 284 97 303 970 98 963 481 1% 2%
T. kWh 224 568 117 225 507 433 228 925 316 0% 2%
9 314 294 197 9 673 037 958 9 906 600 986 3,85% 2,41%TOTAL DE kWh
T -
SD
ve
nta
s a
JA
SE
C, E
SP
H
y a
la
s
PERIODO
kW
h
AL
TA
TE
NS
ION
PERIODO
kW
h
PERIODOkW
h
CUADRO No. 2.2
T -
CB
v
en
tas
al IC
E
dis
trib
uc
ión
y a
25
En general la estimación de demanda siempre es un tema crítico para el otorgamiento de la tarifa
y se solicita a la ARESEP realice su propia estimación con criterio experto, pues de lo contrario
estaría a expensas únicamente de los datos aportados por el operador interesado.
Desde la perspectiva de los consumidores preocupa que se observa un crecimiento fuerte en la
capacidad instalada u oferta, casi dos veces la demanda de potencia 3326 MW de potencia cuando
la demanda máxima es cercana a 1600 MW. Esto termina afectando las tarifas pues el costo de
esa infraestructura con los costos financieros asociados hay que pagarlos, y si los supuestos de
demanda no se logran, es el consumidor el que terminará asumiendo esa sobre instalación con
aumentos en las tarifas eléctricas.
Más aún, si ese “remedio”, es decir el aumento de tarifas se convierte en “veneno”, para el
sistema, pues existe la amenaza que representa el avance tecnológico en la generación solar y
otras y la producción de acumuladores a precios cada vez menores, lo que a criterio de analistas,
podría convertir a los consumidores en autogeneradores o desde otra perspectiva en
competidores de la empresa distribuidora y/o generadora, en este caso del ICE.
Considerando esa amenaza, los ingresos del sistema no están garantizados y solo el lograr tarifas
competitivas le dará garantía de que no se salgan del SEN los consumidores.
2.3 Aumento en gastos
La tarifa de generación según solicita el ICE aumentaría un 7,23% sobre la tarifa sin
combustibles fijada para el 2016. Los gastos crecen un 9% en 2017 y un 32% en los últimos
tres años.
26
A continuación se analiza lo que ocurre con los gastos:
2.3.1 Generadores privados (peso: 26%): En orden de importancia destaca la Compra a
generadores privados, que según el ICE, se ve obligado a comprar energía la necesite o no, y
eso perjudica las tarifas eléctricas. Para el 2017 propone aumentar en un 20% las compras
a generadores privados y en tres años han aumentado en un 100%.
Esto solo sería aceptable si los contratos de generación privada vienen a beneficiar a los
usuarios, diluir el riesgo distribuyendo la generación en diferentes operadores y en diferentes
tecnologías, pero sin afectar el precio para el consumidor.
El cuadro siguiente generado con información de la solicitud tarifaria, refleja que el precio
promedio de compra a los generadores privados es de 46,78 colones por kWh en el 2016, pero
el precio promedio de todo el sistema es de 49,45 colones, lo que podría reflejar que no es el
costo de los generadores privados lo que está aumentando las tarifas.
ICE - SECTOR ELECTRICIDAD SISTEMA DE GENERACION
ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS
PERIODO 2014 - 2017
ESTADOS A TARIFAS PROPUESTAS
MILLONES DE COLONES
3 años
2017
CAMBIO
Impo
rtanci
a %
2014 2015 2016 2017 2017 2017/2014 ABSOLUTO
COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN
Operación, Mantenimiento de Generación 55 066,0 58 553,0 63 598,7 71 759,6 13% 30% 8.161 14%
Estudios preliminares 6 258,0 7 500,2 7 623,4 7 861,1 3% 26% 238 2%
Gastos lubricantes y combustibles 886,1 162,0 166,0 15,0 -91% -98% -151 0%
Complementarios de operación 1 902,0 1 729,7 1 681,9 1 729,4 3% -9% 48 0%
Comercialización de Generación 495,0 1 242,8 378,9 390,7 3% -21% 12 0%
Compra de energía Generadores Privados 65 733,9 77 418,5 111 300,2 134 107,7 20% 104% 22.807 26%
Servicios de regulación 315,0 368,5 440,6 453,8 3% 44% 13 0%
Administrativos 10 851,0 11 946,3 12 686,1 13 137,4 4% 21% 451 3%
Seguros 5 185,0 7 645,8 7 404,9 9 415,7 27% 82% 2.011 2%
Depreciación activos en operación 67 482,9 77 705,2 71 254,1 80 080,3 12% 19% 8.826 15%
Absorción de partidas amortizables e intangibles 307,0 324,4 516,7 578,7 12% 88% 62 0%
Depreciación otros activos en operación 1 856,0 1 723,7 2 141,2 2 344,6 10% 26% 203 0%
Alquileres Operativos de Instalaciones 59 164,4 61 125,4 59 976,4 61 024,3 2% 3% 1.048 12%
Importación de Energía 11 006,0 13 862,4 12 316,7 2 070,4 -83% -81% -10.246 0%
Estudios de preinversión 5 769,0 4 918,2 5 012,1 5 161,0 3% -11% 149 1%
Cánon de aguas 1 204,0 1 196,2 1 697,4 1 880,2 11% 56% 183 0%
Gestión productiva 12 207,0 11 962,8 12 403,8 12 504,6 1% 2% 101 2%
TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 305 688,3 339 385,1 370 599,0 404 514,5 9% 32% 33.915 77%
0 0%
EXCEDENTE DE OPERACIÓN 64 276,1 98 056,6 99 767,2 118 196,0 18% 84% 18.429 23%
REAL PROYECCION
27
Al contrario, si el costo promedio del sistema es un 10% más caro que el de los generadores
privados, entonces en promedio el ICE está generando a un costo mayor que los generadores
privados, sin CVC.
Se refleja un interesante dato y es que en promedio si se construye con BOT, el costo es 24,4%
más caro que el las platas Hidro y un 18% más caro si se compara con las eólicas privadas.
Conviene cuestionarse si es conveniente para el consumidor costarricense el esquema BOT?
O sería mejor otro? Se ha realizado un estudio para proponer rebajas a las tarifas eléctricas?
2.3.2 Depreciación: La depreciación es el segundo gasto en importancia y representará en
2017 un 15% del total de ingresos del sistema, aumenta 12% en un año y tiene una tendencia
creciente, mostrando en los últimos 10 años una duplicación de su valor, lo que está asociado
a las inversiones que se han ido sumando al sistema. Llama la atención que se compra más a
los privados, lo que sube la disponibilidad de kilovatios hora, pero son kWh, que no suman al
gasto de depreciación, como si lo hacen los comprados al ICE.
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-059-2016
42,32 40,29
52,4450,13
46,7849,45
53,02
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
Plantas Hidro(18)
PlantasEólicas (10)
Biomásicas (2) BOT's (4hidro, 3Eolicas)
Promediogeneradores
privadosincluye BOTs
Preciopromedio pais
2016
Preciopromedio pais
2017solicitado
ICE: Precio promedio de compra a generadores privados durante 2016. Ctvos Colones/kWh 2016
ICE: PRECIO PROMEDIO DE COMPRA A GENERADORES PRIVADOS Y PRECIO PROMEDIO SISTEMA DE GENERACIÓN Col/kWh
Colones/kWh 2016 Colones/kWh 2017
Plantas Hidro (18) 42,32 44,45
Plantas Eólicas (10) 40,29 47,80
Biomásicas (2) 52,44 52,97
BOT's (4 hidro, 3 Eolicas) 50,13 49,17
Promedio generadores privados incluye BOTs 46,78 48,33
Precio promedio pais 2016 49,45 49,45
Precio promedio pais 2017 solicitado 53,02 53,02
Precio promedio país/ precio de generadores privados 6% 10%
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-059-2016
28
2.3.2.1 Impacto de Reventazón en la tarifa:
Para el año 2017, se recibirá el impacto del Proyecto Reventazón en la tarifa. Estimaciones de
ARESEP dan cuenta de una cuota de arrendamiento superior a los 53,000 millones de colones
anuales, lo que vendría a representar un 10% de los ingresos del sistema para el 2017.
Sin embargo, el impacto de una obra tan monumental para el SEN por el monto de su inversión
sin duda trae efectos, por lo que le solicitamos a la ARESEP aclare el impacto tarifario de este
proyecto, pues el consumidor ha recibido un despliegue publicitario impresionante sobre los
beneficios de esta obra, pero muy poca información del impacto tarifario.
El ICE a solicitud de ARESEP entregó información disponible en el expediente sobre el costo
proyectado al final de 823 433 millones de colones (1,483 millones de dólares a TC de 555), lo
que contrasta con lo que indica el documento presentado a SETENA en el Estudio de Impacto
Ambiental, Expediente No 0331-08, Cap. 16 donde se estimó el costo total en febrero 2008 en
756,8 millones de dólares.
Con ese costo de $756,8 millones de dólares, se estimaba un costo de la energía de 0,10198
dólares por kWh, y una generación anual de 1517,60 GWh. Un VAN negativo de 58,40 millones de
dólares y un TIR del 11, 66% con una tasa de descuento usada de 12% y una vida útil de 40 años.
Cuadro 14.1, Fuente: Area de Apoyo Ingeniería Económica, UEN PYSA, ICE.
Si la inversión aumentó en un 96% podríamos pensar los consumidores que el costo de la
energía generada también aumentó en un 96%, en cuyo caso la energía generada en esa planta,
rondaría los 19,98 centavos por kilovatio hora y vendría a sumar kilovatios hora al sistema
sumamente caros y por ende a subir aún más las tarifas eléctricas.
Fuente: Elaboración CICR con datos de ARESEP
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
2005(1)
2006(2)
2007(3)
2008(4)
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
ICE Generación: Depreciación en millones de colones
29
Con los supuestos expresados se puede construir la siguiente tabla:
En la información adicional solicitada por ARESEP al ET-058-2016 y aportada por el ICE sobre la
Proyección Final del Proyecto Reventazón se encuentra la siguiente tabla:
Fuente: ET-058-2016 Solicitud de Tarifas para 2017.
Si se puntualiza en Reventazón y el ICE estimaba un costo de 10 centavos el kilovatio hora, a un
tipo de cambio de 555 colones por dólar estamos hablando de 55,5 colones el kWh que saldrá de
Reventazón. Si se simplifica el análisis y se mantiene el supuesto de que al subir la inversión sube
el costo de la energía generada, el costo en colones se estimaría en 0,1998 x 555 = 110,8 colones
por kWh.
ICE: Costo de Inversión en PH Reventazón
Presupuesto presentado a SETENA en 2008 y a ARESEP en 2016.
Presupuesto
2008 - ICE
Estimación final
2016 ICE-2016 Aumento
Inversión total Mill. $ 756,8 1483,7 96%
costo por $/ kWh 1/ 0,1019 0,1998 96%
Mill $ invertidos por MW 2,5 4,9 96%
1/ 0,1998 dólares por kWh estimadas solo manteniendo la relación con la inversión
Fuente: Elaborado en CICR, con datos del Expediente Setena No 0331-08 y ET-058-2016.
30
Lo expuesto nos lleva a solicitar algunas aclaraciones sobre el Proyecto Reventazón.
2.3.3 Aclaraciones sobre PH Reventazón:
En primer lugar aclarar cual es el verdadero costo de la electricidad generada por esta planta
pues deseamos como consumidores tener claro el costo por kilovatio hora que agregó esta
planta al sistema.
En segundo lugar de la lectura del Contrato de Fideicomiso, la Cámara de Industrias le solicita
a ARESEP aclare también el significado de algunas cláusulas y definiciones:
a) En las clausulas de deberes del fiduciario, esablece que firmara dos contratos, uno que es
el Contrato de “Arrendamiento Primario” en su condicion de arrendador y uno de
“Arrendamiento Secundario” con la CNFL.
b) Más adelante en las definiciones del Contrato, se establecen las siguientes definiciones:
“Arrendatario Primario: Significa el ICE en su condicion de arrendatario primario….”
“Arrendatario Secundario: Significa la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, actuando en su
condición de arrendatario secundario….”
“Contrato de Arrendamiento Primario: Significa el contrato de arrendamiento financiero
firmado entre el Fideicomiso y el Arrendatario Primario.”
Contrato de Arrendamiento Secundario: Significa el contrato de arrendamiento operativo
que se suscribirá entre el Fideicomiso y el Arrendatario Secundario”
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ARESEP-2016 y SETENA-2008, supone que
al subir la inversión de 756 mill de dólares a 1483 mill de dólares sube
proporcionalmente el costo del kWh generado.
46,78 49,4556,55
110,87
0
20
40
60
80
100
120
Costo promedioGeneración privada
Costo promedio delSistema generación
2016
Costo promedio PH.Reventazáon ICE-
SETENA, 2008
Costo promedioestimado PH
Reventazón ICE-ARESEP 2016
Costo en Colones por kWh de la generación en Generadores Privados, Promedio País -2016 y
Estimación de PH Reventazón
31
La Gerencia del ICE ha informado que el arrendamiento del PH. Reventazón es financiero
de donde se deduce que no entra la cuota de arrendamiento en los gastos de operación,
sino que impactará la tarifa por depreciación y rédito para el desarrollo, conforme a las
normas contables de información financiera. Sin embargo, la sucesión de claúsulas y
definiciones citadas , generan a la Cámara de Industrias de Costa Rica, la inquietud de por
que en el contrato se habla de un contrado de arrendamieno operativo con la CNFL.
Solicitamos a ARESEP aclare este aspecto, para tener la claridad del tratamiento que se
dará en estado de resultados y por ende impacto tarifario, pues no quedan claras
referencias a arrendamiento operativo y financiero.
Se adjuntan secciones parciales del Contrato de Fideicomiso UNO P.H.
Reventazón/ICE/SCOTIABANK/2013.
c)
32
33
El tratamiento que se de los gastos de Reventazón afectan las tarifas, de la información
presentada se evidencia un crecimiento en gastos financieros, sin embargo al crecer la
depreciación y los excedentes solicitados, se evidencia también una fuerte disponibilidad de
efectivo para cubrir las obligaciones.
Compartimos con el Estudio Técnico de ARESEP fechado 18 de marzo 2016, y preparado por
la Analista Financiera Gabriela Alfaro, las conclusiones y solicitamos aclarar las acciones
concretas que solicitara el Regulador al ICE:
“……………………………..
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-058-2016
49 375,0 46 566,4
91 515,4
118 524,7
0,0
20 000,0
40 000,0
60 000,0
80 000,0
100 000,0
120 000,0
140 000,0
2014 2015 2016 2017
ICE Generación:Gastos financierosEn Millones de Colones
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-058-2016
211 642,6
118 524,7
53 357,7
0,0
50 000,0
100 000,0
150 000,0
200 000,0
250 000,0
2014 2015 2016 2017
ICEGENERACION: RUBROS IMPORTANTESEn millones de colones
Gastos financieros
Depr.+Exc. Operación + Ingresos ajenos a explotación
Cuota Arrendamiento Financiero
34
I. CONCLUSIONES
1. El costo total del proyecto Hidroeléctrico Reventazón es de $1 379 millones, para una capacidad de 305,5 MW, de lo que equivale a $4,51 millones por cada MW instalado y con una vida útil de 40 años.
2. La estructura de financiamiento del P.H. Reventazón está desglosada en “On balance” que corresponde al patrimonio fiduciario y en “Off balance” corresponde al servicio a la deuda o deuda fiduciaria, siendo éste último el utilizado para el cálculo de la cuota de arrendamiento (componente básico), con un plazo de 20 años.
3. El ICE deberá valorar la clasificación del arrendamiento como financiero, principalmente porque la cláusula 6,1 del contrato de arrendamiento señala que “a partir de la fecha de inicio del arrendamiento, el Arrendatario asume todo riesgo asociado con la Planta (incluyendo, sin limitación, todo riesgo hidrológico, ambiental, comercial y financiero) y la responsabilidad por la correcta operación, mantenimiento, custodia, aseguramiento y conservación de la Planta.” La NIC 17 de arrendamientos indica, “se clasificará un arrendamiento como financiero cuando se transfieran sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del activo. La propiedad del mismo, en su caso, puede o no ser transferida”, sobre esto último, la cláusula 12 que refiere al plazo y vigencia del arrendamiento, refiere que “el Arrendador notificará al Arrendatario que la Planta se encuentra lista para ser entregada en posesión al Arrendatario”.
4. La cuota estimada por el arrendamiento (componente básico) corresponde a la suma de $94,51 millones, para el año 2017. El componente adicional de la cuota de arrendamiento corresponde al monto de $1,63 millones, su variación depende de los gastos operativos del fideicomiso.
• Del benchmarking de proyectos de la región centroamericana y México, el Proyecto
Hidroeléctrico Reventazón es uno de los más caros de la zona. No obstante, no hay un
proyecto con iguales condiciones y tamaño.
• De acuerdo con la información analizada, se prevé que la producción del P.H. Reventazón
a partir del año 2017 sea suficiente para satisfacer el crecimiento de la demanda nacional
y contribuya a disminuir la generación térmica e incrementar las exportaciones de energía.
• Al considerar los datos del sistema SDDP (estimados en octubre 2014), representa un
incremento del 28,1% y 19,1% en los ingresos de los sistemas de generación y distribución,
respectivamente.
• Al incorporar la cuota de arrendamiento del P.H. Reventazón a las tarifas vigentes, se
estima un aumento en los ingresos de los sistemas de generación y distribución del 11,6%
y 9,1% respectivamente.
• RECOMENDACIONES
• Instruir al ICE para que realice lo siguiente:
• Un análisis de la matriz de generación o balance energético para los años 2016 y
siguientes, para determinar el uso óptimo de los recursos energéticos.
• La estimación o cuantificación de los costos operativos del fideicomiso para efectos de
medir el impacto de estos en las tarifas.
35
• Un análisis costo- beneficio de futuros proyectos (previo refrendo de la contraloría) y
valorar su impacto en las tarifas.
• Indicar el motivo por el cual no se ve el efecto de economías de escala en los proyectos que
realiza el ICE, así como las condiciones que originan que el P.H. Reventazón sea uno de los
más caros de la región. “
La consulta a la ARESEP es si tomara acciones sobre las recomendaciones del informe técnico
del 18 de marzo 2016 citado incluído en el ET-058-2016.
Si Reventazón en el 2008 se pensaba generaría a 10 centavos de dólar el kWh, y finalmente
costó casi el doble de lo que se pensaba en ese momento, cuanto estará costando el kWh que
suma Reventazón al SEN? Es razonable de acuerdo a la Ley de ARESEP que no acepta costos
excesivos o no requeridos para brindar el servicio.
La preocupación de los consumidores es que si se suman kilovatios hora más caros que el
promedio, sin duda seguirán subiendo las tarifas, y acabando con la competitividad del país.
2.3.4 Gastos de Operación y Mantenimiento: En segundo lugar este rubro pesa un 14% de
los ingresos del sistema se encuentra los costos de operación y mantenimiento, que crecen en
el 2017 un 13% y un 30% en el acumulado de tres años, esto es aprox. Un 10% anual, lo que
es desproporcionado, dados las variables inflación, devaluación, crecimiento real.
2.3.5 Alquileres Operativos de instalaciones: Le siguen los alquileres operativos, que pesarán
para 2017 un 12% en la tarifa y han aumentado las tarifas, al pagarse en plazos que no guardan
relación con su vida útil y con condiciones onerosas de financiamiento, pero adicionalmente
capitalizan una inversión en activos sumamente alta para la capacidad de generación.
Los cuadros siguientes tomados del Informe Técnico de ARESEP citado, dan evidencia de que
la inversión en Costa Rica por MWh instalado supera la realizada en países vecinos, sin incluir
otros de Colombia, Ecuador y Panamá que han costado hasta la mitad de lo que costaron esos
proyectos en Costa Rica.
Cuadro No.1 Comparativo de proyectos hidroeléctricos realizados en CR
Nombre del Proyecto Ubicación MW Instalados Inversión
(Millones de $)
Inversión (Millones de
$/MW)
PH Reventazón CR 305,50 1,379,00 4,51
P.H. Cariblanco CR 82,00 174,99 2,13
P.H. Pirris CR 138,00 736,09 5,33
P.H. Toro 3 CR 48,00 195,31 4,07
Fuente: ICE.
36
Es hora de tomar acciones para que estos esquemas dejen de afectar las tarifas eléctricas. Uno de
los últimos incorporados es Toro III, que no solo afecta las tarifas de JASEC sino también las del
ICE.
En el expediente tarifario de JASEC se evidenció que el costo de generación de este proyecto es de
85,2 colones por kWh sólo por la cuota de arrendamiento.
Cuadro No.2 Comparativo con proyectos hidroeléctricos realizados a nivel internacional
Nombre del Proyecto Ubicación MW Instalados Inversión
(Millones de $) Inversión
(Millones de $/MW)
PH Reventazón CR 305,50 1,379,00 4,51
Chicoasen II Mexico 240,00 392,00 1,63
P.H. EL Chaparral Río Torola (Salvador) 66,00 240,00 3,64
P.H. Expansión C.H. 5 de Noviembre Río Lempa (Salvador) 88,00 135,64 1,54
P.H. Hidro Juayúa Río Sensunapán (Salvador) 2,50 9,46 3,78
P.H. Arambala Río Sapo (Salvador) 3,00 4,49 1,50
P.H. Tumarín Nicaragua 253,00 1,100,00 4,35
P.H. Larreynaga Nicaragua 17,30 62,00 3,58
Fuente: Comisión Federal de Electricidad, SIGET y expertos en red OLADE.
Fuente: Elaborado en CICR con información de ET-041-2016 y ET-042-2016
26,0
39,6 41,7
33,2
67,0 67,9
53,6
65,4 64,2 62,1
54,1
76,4
85,2
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Títu
lo d
el e
je
JASEC: COSTO DE LA GENERACIÓN SEGUN ARRENDAMIENTO, PROPIA SIN ARRENDAMIENTO Y
COMPRADA AL ICE EN COLONES POR kWh
Costo por kWh de generacionen Toro 3 sólo por arriendo
Costo por kWh del resto de lageneracion Jasec
Costo por kWh comprado alICE seg. ER Distribución
Precio Medio Solicitado porJASEC Sist. Gener. Con Rédito
37
ARESEP le solicitó a JASEC en la Rie-087-2016:
Consideramos que lo mismo hay que solicitar al ICE, para aclarar el impacto tarifario del
arrendamiento operativo de esta planta en las tarifas de los usuarios del ICE y tomar medidas
para no aceptar más del costo razonable requerido para brindar el servicio. Si el costo es de
40 o 42 colones en plantas a filo de agua, porque se tiene que pagar al ICE a 85 colones por
kWh.
2.4 Petitoria para el Sistema de Generación:
Considerando lo expuesto, solicitamos a ARESEP:
a) Rechazar el aumento tarifario solicitado pues pretender un aumento en el sistema de un 41%
en solo tres años no guarda ninguna proporción ni con la inflación , ni con el crecimiento
económico, ni con la demanda eléctrica, ni con la razonabilidad que debe existir en un control
elemental de gasto que debe ejecutar cualquier organización.
b) Que antes de dar aumento tarifario sobre generacíón del PH reventazón, se aclaren las
dudas sobre cómo impactará la tarifa a los consumidores la entrada en operación del PH
Reventazón porque si le está sumando kilovatios hora al sistema mas caros que el
promedio aumentando las tarifas innecesariamente, eso no es de recibo para los usuarios
industriales.
c) Que se aclaren las dudas sobre el tipo de arrendamiento del PH Reventazón, incluyendo
el arrendamiento operativo a la CNFL que menciona el contrato de fideicomiso firmado
con Scottia Bank.
38
d) Que se rechace el aumento tarifario que está generando el arrendamiento opertativo de
Toro III, pues evidentemente no corresponde.
e) Que se rechace el exceso en las tarifas que representa el sumar kilovatios hora más caros
de lo necesario en la Planta Toro III, por cuanto existen costos no requeridos para brindar
el servicio según lo establece la Ley de ARESEP.
39
3. SISTEMA DE TRANSMISION ET-059-2016
El peaje o componente de transmisión en la tarifa adolece de problemas similares al sistema
de generación. Es un sistema único en el país sobre el cual el ICE tiene el monopolio total y
dispone sus inversiones y gastos y el Gerente de Electricidad le vende el servicio al mismo
Gerente de Electricidad.
Para el año 2017, se solicita un aumento del 6,3% respecto al 2016, sin embargo cuando
analizamos un panorama de tres años los resultados son sorprendentes, pues se pretenden
Aumentos de 43% en ingresos y de 20% en gastos de operación y mantenimiento y en el
excedente de operación de un 360%. No es de recibo pretender un excedente tan abultado.
Dados los aumentos en los otros sistemas, un aumento de un colón por kWh, pesa en la factura
final y 13 colones de 100 pesan un 13% en la tarifa.
ICE TRANSMISIÓN
RESUMEN
2016 2017 2018
VENTAS EN kWh 9 808 499 280 10 147 749 369 10 399 285 041
Ventas en Colones 116 031 673 502 127 586 446 489 130 262 703 926
Precio Promedio 12 13 13
Aumento en Unidades 3,5% 2,5%
Aumento en Ingresos s/ año anterior 10,0% 2,1%
Aumento en tarifas s/año anterior 6,3% -0,4%
Ingresos adicionales 11 554 772 987 2 676 257 437
Fuente: Elaborado en CICR con datos de ET-058-2016
40
Por lo tanto, la Cámara de Industrias de Costa Rica, se opone absolutamente a subir la tarifa
a este sistema pues no solo se financian aumentos desproporcionados (44% en tres años),
sino que se desea mantener un rédito para el desarrollo muy alto. En otros sistemas se
disminuyó la expectativa de Rédito, pero en este se pretende multiplicar por 4 en solo tres
años. Pareciera que se usa como una forma de generar efectivo pues las obligaciones
financieras no son tan altas y la depreciación y réditos exceden en más del doble los gastos
financieros.
3.1. Petitorias Sistema de Transmisión
Rechazar el aumento tarifario solicitado pues pretender un aumento en ingresos en el sistema
de un 43% en solo tres años no guarda ninguna proporción ni con la inflación , ni con el
crecimiento económico, ni con la demanda eléctrica, ni con la razonabilidad que debe existir
en un control elemental de gasto que debe ejecutar cualquier organización.
2014 2015 2016 2017 2017
AUMENTO
EN 3 AÑOS
INGRESOS DE OPERACIÓN AUMENTO
Ingresos por peaje 55 103,6 65 920,0 71331 78666,5 10% 43%
Ingreso por peaje a Sistema de Distribución 34 662,2 42 656,0 46161 50003,1 8% 44%
Peajes por exportación 0,0 403,0 1170,4 0,0
TOTAL INGRESOS DE OPERACIÓN 89 765,8 108 979,0 118 662,4 128 669,6 8% 43%
COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN
Operación y Mantenimiento de Transmisión 21 801,0 24 766,5 25 451,2 26 238,5 3% 20%
Estudios preliminares 416,0 740,5 753,1 849,1 13% 104%
Complementarios de operación 126,5 136,5 135,1 139,7 3% 10%
Servicios de regulación 212,0 248,5 293,7 302,5 3% 43%
Administrativos 5 889,0 5 900,0 6 278,1 6 548,4 4% 11%
Seguros 186,0 242,0 217,5 215,6 -1% 16%
Depreciación activos en operación 22 009,4 23 263,0 21 163,1 23 480,8 11% 7%
Absorción de partidas amortizables e intangibles 240,0 235,0 495,7 579,6 17% 142%
Depreciación otros activos en operación 1 829,0 1 380,0 1 052,3 1 086,5 3% -41%
Alquileres Operativos de Instalaciones 9 632,0 9 594,0 9 646,0 9 751,3 1% 1%
Costos EOR-OMCA-MER CRIE, Complem. SIEPAC y trans. regional 10 200,4 12 048,0 11 072,2 11 365,2 3% 11%
Comercialización 0,0 356,0 331,0 341,7 3%
Gestión productiva 9 063,0 9 952,0 10 178,7 10 257,3 1% 13%
TOTAL COSTOS Y GASTOS DE OPERACIÓN 81 604,3 88 862,0 87 068,0 91 156,2 5% 12%
EXCEDENTE DE OPERACIÓN 8 161,4 20 117,0 31 594,4 37 513,4 19% 360%
6,97% RPD
Cuadro No.3
ICE - SECTOR ELECTRICIDAD - SISTEMA DE TRANSMISION
INGRESOS Y GASTOS PROYECTADO
ESTADOS A TARIFAS PROPUESTAS
MILLONES DE COLONES
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Anexo: Situación de los abonados industriales
Elaborado en CICR con datos de ARESEP
5.359 5.416 5.382 5.138
4.938 4.793 4.611 4.423 4.137 4.093
2.214
2.289 2.372 2.394 2.462 2.502 2.465 2.456 2.502 2.491 2.380
1.585 1.363 1.297
1.080 1.004 1.008 1.020 1.038 1.088 414
231 -
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Abonados Industriales: -20% país, -24% ICE, -54% CNFL, -9% JASEC
ICE CNFL ESPH JASEC COOPERATIVAS
COSTA RICA: SISTEMA ELECTRICO NACIONAL
TOTAL DE CLIENTES INDUSTRIALES De 2006 a 2015
2006 2011 2014 2015 %
ICE 5359 4793 4137 4.093 -24%
CNFL 2380 1004 1038 1.088 -54%
JASEC 414 374 394 378 -9%
ESPH 231 265 366 390 69%
COOPERATIVAS 2214 2502 2502 2.491 13%
TOTAL 10597 8937 8437 8.440 -20%
FUENTE: ELABAORADO EN CICR CON DATOS DE ARESEP
COSTA RICA: SISTEMA ELECTRICO NACIONAL
VENTAS EN MWh De 2006 a 2015
2006 2011 2014 2015 %
ICE 1.068.365 1.097.175 1.164.393 1.088.879 2%
CNFL 704.722 543.374 507.310 490.424 -30%
JASEC 138.504 132.123 145.250 168.739 22%
ESPH 168.781 182.515 155.850 169.521 0%
COOPERATIVAS 123.882 135.200 134.716 143.416 16%
TOTAL 2.204.255 2.090.387 2.107.519 2.060.979 -6%
FUENTE: ELABAORADO EN CICR CON DATOS DE ARESEP
