{ "id": "norm-79051", "citation": "Resolución 021", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de distribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo", "title_en": "Methodology for setting the price or charge for access to distribution networks by small-scale self-consumption generators", "summary_es": "Esta resolución de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) aprobó la metodología para calcular el cargo de acceso a la red de distribución que deben pagar los generadores a pequeña escala que se integran al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) bajo la norma AR-NT-POASEN. La metodología establece que el cargo cubrirá exclusivamente los costos fijos de la actividad de distribución, excluyendo costos de energía, potencia y peajes, y se basará en los estados de resultados regulatorios de cada empresa distribuidora. Se define una fórmula que considera los costos fijos totales de distribución divididos entre las ventas totales de energía, resultando en un precio por kWh. Para la primera aplicación, se incorpora una fórmula alterna para empresas que no tienen separadas las actividades de generación y distribución. La resolución también responde a las observaciones presentadas durante la audiencia pública, aceptando algunos argumentos pero manteniendo el procedimiento de promedio móvil para futuras revisiones tarifarias.", "summary_en": "This resolution by the Public Services Regulatory Authority (ARESEP) approved the methodology for calculating the access charge to the distribution grid payable by small-scale generators integrating into the National Electric System (SEN) under the AR-NT-POASEN standard. The methodology establishes that the charge will cover only the fixed costs of the distribution activity, excluding energy, power, and toll costs, and will be based on the regulatory income statements of each distribution company. A formula is defined that considers total fixed distribution costs divided by total energy sales, resulting in a price per kWh. For the first application, an alternative formula is incorporated for companies that do not have separated generation and distribution activities. The resolution also responds to comments submitted during the public hearing, accepting some arguments but maintaining the moving average procedure for future tariff reviews.", "court_or_agency": "", "date": "26/02/2015", "year": "2015", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "ARESEP", "autoconsumo", "generadores a pequeña escala", "cargo por acceso", "costos fijos de distribución", "estado de resultados regulatorio", "audiencia pública" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 5", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 36", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Capítulo XII", "law": "Norma AR-NT-POASEN" } ], "keywords_es": [ "ARESEP", "tarifa de acceso", "generación distribuida", "autoconsumo", "redes de distribución", "pequeña escala", "POASEN", "metodología tarifaria", "costos fijos", "energía renovable" ], "keywords_en": [ "ARESEP", "access charge", "distributed generation", "self-consumption", "distribution networks", "small-scale", "POASEN", "tariff methodology", "fixed costs", "renewable energy" ], "excerpt_es": "II. Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1- Aprobar la “Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de distribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN”, 2- Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública realizada el 15 de diciembre de 2014, lo señalado en el Considerando I de la presente resolución y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.", "excerpt_en": "II. In accordance with the preceding results and considerations and on the merits of the case, it is appropriate to: 1- Approve the “Methodology for setting the price or charge for access to distribution networks by small-scale self-consumption generators integrating into the National Electric System (SEN) based on the AR-NT-POASEN standard”, 2- Take as a response to the opponents who participated in the public hearing held on December 15, 2014, what is indicated in Considering I of this resolution and thank all for their valuable participation in this process.", "outcome": { "label_en": "Repealed", "label_es": "Derogada", "summary_en": "This resolution approved the methodology for calculating the distribution grid access charge for small-scale generators under the AR-NT-POASEN standard, establishing a formula based on fixed costs and responding to public hearing objections.", "summary_es": "Esta resolución aprobó la metodología para calcular el cargo de acceso a la red de distribución para generadores a pequeña escala bajo la norma AR-NT-POASEN, estableciendo una fórmula basada en costos fijos y respondiendo a las objeciones de la audiencia pública." }, "pull_quotes": [ { "context": "Sección 5.2", "quote_en": "The access tariff will be a monthly payment made to the electricity distribution company em by the small-scale generator i for each unit of energy consumed (kWh) regardless of its origin (self-consumed own generation or supplied by the distribution company).", "quote_es": "La tarifa de acceso será un pago que se realizará de forma mensual a la empresa distribuidora de energía eléctrica em por parte del generador a pequeña escala i por cada unidad de energía consumida (kWh) que éste consuma independientemente del origen de la misma (generación propia autoconsumida o suplida por la empresa distribuidora)." }, { "context": "Respuesta a oposición 1.12", "quote_en": "All costs of the distribution company are covered, fixed costs through the access charge and variable costs and profitability through specific tariff schedules for small-scale generators.", "quote_es": "Todos los costos de la empresa distribuidora están cubiertos, los costos fijos mediante la tarifa de acceso y los costos variables y la rentabilidad por medio de los pliegos tarifarios específicos para los generadores a pequeña escala." }, { "context": "Por tanto", "quote_en": "Through this resolution, the Board of the Public Services Regulatory Authority approves the «Methodology for setting the price or charge for access to distribution networks by small-scale self-consumption generators integrating into the National Electric System (SEN) based on the standard AR-NT-POASEN.»", "quote_es": "Mediante la presente resolución, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos aprueba la «Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de distribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN»." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-26314", "kind": "concordant_norm", "label": "7593" } ], "external": [ { "ref_id": "norm-46969", "url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_norma.aspx?param1=NRM&nValor1=1&nValor2=46969&strTipM=FN", "kind": "concordant_norm", "label": "29732", "norm_id": "46969" }, { "ref_id": "norm-81121", "url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_norma.aspx?param1=NRM&nValor1=1&nValor2=81121&strTipM=FN", "kind": "affected_by_norm", "label": "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor, reforma NORMA AR-NT-POASEN, Norma técnica regulatoria AR-NT-SUCOM", "norm_id": "81121" } ] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=79051&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": { "all": [ { "norm_id": "81121", "type": "Resolución", "number": "030", "date": "18/02/2016", "name": "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor, reforma NORMA AR-NT-POASEN, Norma técnica regulatoria AR-NT-SUCOM", "ficha_url": "", "affectation": "Derogación", "mode": "Expreso" } ] }, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": { "all": [ { "doc_id": "norm-26314", "label": "7593", "article": "all", "in_corpus_id": "norm-26314", "in_corpus_title_en": "Public Services Regulatory Authority Law", "in_corpus_title_es": "Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos", "in_corpus_citation": "Ley 7593", "in_corpus_doc_type": "law", "in_corpus_date": "09/08/1996", "in_corpus_year": "1996" }, { "doc_id": "norm-46969", "label": "29732", "article": "all" } ] }, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 021\n\n Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de\ndistribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo que se integran al sistema eléctrico\nnacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-ASEN\n\nTexto Completo acta: 10AB1D\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\n(Esta norma fue derogada por\nresolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa\nde acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nRESOLUCIÓN RJD-021-2015.\n\nSan José, a las quince horas diez minutos del veintiséis de febrero de\ndos mil quince.\n\nMETODOLOGÍA DE FIJACIÓN DEL PRECIO O CARGO POR ACCESO A LAS REDES DE\n\nDISTRIBUCIÓN DE GENERADORES A PEQUEÑA ESCALA PARA AUTOCONSUMO QUE SE\n\nINTEGREN AL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (SEN) CON FUNDAMENTO EN LA NORMA\n\nAR-NT-POASEN\n\n____________________________________________________________________________OT-252-2014\n\nRESULTANDO\n\nI. Que el 21 de diciembre de 2001, el Regulador General mediante la\nresolución RRG-2439- 2001, dictó la norma técnica denominada \"Calidad en el\nServicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica AR-NTGT\" publicada en\nLa Gaceta N° 5 del 8 de enero de 2002 (OT-024-2000).\n\nII. Que el 15 de abril de 2011, se publicó en el Alcance N° 22 a La Gaceta\nN° 74 la Directriz N° 14-MINAET dirigida a los integrantes del subsector de\nelectricidad para incentivar el desarrollo de sistemas de generación de\nelectricidad con fuentes renovables de energía en pequeña escala para el\nautoconsumo.\n\nIII. Que el 18 de setiembre de 2013, el Regulador General mediante el\nmemorando 721-RG- 2013, designó a \"los\nmiembros integrantes de la Comisión Ad Hoc que tendrá a su cargo la revisión,\nactualización, replanteamiento y/o modificación de la Norma de Calidad en el\nServicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica (Norma AR-NT-GT)\".\n\nIV. Que el 24 de octubre de 2013, la Junta Directiva mediante el acuerdo 09-75-2013 de la sesión\nordinaria 75-2013, ordenó \"Someter al trámite de audiencia pública el proyecto de norma técnica\ndenominada Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)\" contenida en\nel oficio 1882-IE-2013 (Folios del 1 al 68 del OT-342- 2013).\n\nV. Que el 12 de diciembre de 2013, la Junta Directiva mediante el acuerdo\n05-88-2013 de la sesión ordinaria 88-2013, ordenó someter nuevamente al trámite\nde audiencia pública la propuesta de norma técnica AR-NT-POASEN-2013, de ahora\nen adelante POASEN. (Folios del 1 al 72 del OT-370-2013).\n\nVI. Que el 31 de marzo de 2014, la Junta Directiva mediante el acuerdo\n01-19-2014, aprobó la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso\nal Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, la cual en su capítulo XII, establece\nel marco regulatorio (técnico, económico y tarifario) para el acceso a la red y\noperación integrada de generadores a pequeña escala para autoconsumo con el\nSistema Eléctrico Nacional en la etapa de distribución.\n\nVII. Que el 8 de abril de 2014, se publicó en La Gaceta Nº 69 la norma\ntécnica denominada Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional\nAR-NT-POASEN.\n\nVIII. Que el 11 de setiembre de 2014, la Junta Directiva mediante acuerdo 06-53-2014, dispuso\nsometer a audiencia pública la propuesta de modificación \"Planeación, Operación y Acceso al Sistema\nEléctrico Nacional AR-NT-POASEN\".\n\nIX. Que el 26 de setiembre 2014, la Junta Directiva, mediante acuerdo\n06-56-2014, dispuso someter a audiencia pública la propuesta de \"Metodología para fijar el precio de\nliquidación de la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por\nparte de los micro y mini generadores adscritos a la Norma POASEN\".\n\nX. Que el 1 de octubre de 2014, se publicó en La Gaceta N° 188 la convocatoria a audiencia pública\npara el conocimiento de las propuestas de las normas: \"Supervisión de la instalación y equipamiento\nde las acometidas eléctricas (AR-NT-SUINAC-2014)\", \"Supervisión del uso, funcionamiento y control de\ncontadores de energía eléctrica y laboratorios de verificación (AR-NT-SUMEL)\" y modificación de la\nnorma: \"Planeamiento, Operación y Acceso del Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)\", tramitadas\nen los expedientes OT-211- 2014, OT-210-2014 y OT-213-2014, respectivamente.\n\nXI. Que el 2 de octubre de 2014, el Regulador General mediante oficio\n731-RG-2014, y de conformidad con lo que se dispone en el nuevo Reglamento\nInterno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos y sus Órganos Desconcentrados-RIOF-, en particular los artículos 9,\n16, 17,19 y 21, designó a los miembros integrantes de la Comisión Autónoma Ad\nHoc que tendrá a su cargo la propuesta de fijación del precio o cargo por\nacceso a la red de distribución nacional de generadores a pequeña escala para\nautoconsumo que se incorporen al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con base en\nla norma AR-NT-POASEN.\n\nXII. Que el 6 de octubre de 2014, mediante oficio 744-RG-2014 se designaron\nlos miembros de la comisión señalada en el oficio 731-RG-2014.\n\nXIII. Que el 10 de octubre de 2014, el Intendente de Energía mediante oficio\n1373-IE-2014, remitió a la Comisión Ad-Hoc nombrada mediante el oficio\n731-RG-2014, los criterios de las empresas distribuidoras sobre tarifas de\ninterconexión y acceso para la generación a pequeña escala, opiniones emitidas\npor seis de las ocho empresas eléctricas: Coopeguanacaste\nR.L. (oficio COOPEGTE GG 634), Coopesantos R.L.\n(oficio CSGG-267- 2014), Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (oficio\nGG-767-2014-R), Junta Administrativa de Servicio Eléctrico Municipal de Cartago\n(oficio GG-650-2014), Coopelesca (oficio\nCoopelesca-926-2014) y Coopealfaroruiz R.L. (sin\nnúmero de oficio), todas recibidas el 10 de octubre en la Aresep.\nAdicionalmente y para el tema en marras, la Comisión Ad-Hoc recabó en la\nIntendencia de Energía los oficios emitidos por la Compañía Nacional de Fuerza\ny Luz (oficio 2001-635-2014) y el Instituto Costarricense de Electricidad\n(oficio 0510-1397-2014), también recibidos el 10 de octubre 2014.\n\nXIV. Que el 17 de octubre de 2014, la Comisión Ad-Hoc envió al Regulador\nGeneral, la \"Propuesta de Metodología\nde Fijación del precio o cargo por acceso a las redes de distribución de\ngeneradores a pequeña escala para autoconsumo que se integren al Sistema\nEléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la Norma AR-NT-POASEN\".\n\nXV. Que el 30 de octubre de 2014, la Junta Directiva de la Aresep mediante acuerdo 04-64-2014 de la\nsesión ordinaria 64-2014, acordó entre otras cosas \"Someter al trámite de audiencia pública la\n\"Propuesta de Metodología de Fijación del precio o cargo por acceso a las redes de distribución de\ngeneradores a pequeña escala para autoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN)\ncon fundamento en la Norma AR-NT-POASEN\" (.).\" (folios 01 al 13).\n\nXVI. Que el 17 de noviembre de 2014, se publicó la convocatoria a la\naudiencia pública, en La Gaceta N° 221 y el 20 de noviembre de 2014 en los\ndiarios La Nación y La Extra (folios 17 y 18).\n\nXVII. Que el 15 de diciembre de 2014, se llevó a cabo la audiencia pública en el auditorio de la\nAresep interconectados por el sistema de videoconferencia con los Tribunales de Justicia de los\ncentros de: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón y Puntarenas, además\ndicha audiencia se desarrolló en forma presencial en el salón parroquial de Bribrí, Limón,\nTalamanca; en la cual se recibieron 11 posiciones y se admitieron 10 por parte de: Consorcio\nNacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, Purasol Vida Natural Sociedad de\nResponsabilidad Limitada, Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L., Cooperativa de\nElectrificación Rural de San Carlos, R.L., ASI Power & Telemetry S.A., Compañía Nacional de Fuerza y\nLuz S.A., Instituto Costarricense de Electricidad, Junta Administrativa del Servicio Eléctrico\nMunicipal de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. e Hipower Systems S.A. (folios\n21 al 62, del 70 al 87 y del 94 al 148 del OT-252-2014).\n\nXVIII. Que el 20 de febrero de 2015, la Dirección General de Asesoría Jurídica\ny Regulatoria mediante el criterio 144-DGAJR-2015, le recomendó a la Junta\nDirectiva: \"1. Someter al conocimiento y discusión de la Junta Directiva la\npropuesta de \"Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes\nde distribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo que se\nintegren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la norma\nAR-NT-POASEN\", remitida por la comisión ad hoc mediante el oficio 01-CAAGD-\n2015. 2. Valorar que en caso de mantenerse los cambios de fondo sustanciales identificados\nen la propuesta de metodología remitida por la Comisión ad hoc, mediante el\noficio 01- CAAGD-2015, esta deberá someterse nuevamente a audiencia pública, de\nconformidad con lo establecido en los artículos 9 de la Constitución Política y\n36 de la Ley 7593.\". (No consta en los autos del OT-252-2014).\n\nXIX. Que el 26 febrero de 2015, la Comisión Ad Hoc mediante oficio\n02-CAAGD-2015, remitió a la Secretaría de Junta Directiva el informe final de\nla \"Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de\ndistribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo que se integren\nal Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN\",\nmediante el cual se incorporan las observaciones del oficio 144- DGAJR-2015.\n(No consta en los autos del OT-252-2014).\n\nCONSIDERANDO\n\nI. Que en cuanto a las oposiciones y coadyuvancias\npresentadas en la audiencia pública, del oficio 02-CAAGD-2015 del 26 de febrero\nde 2015, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo\nsiguiente:\n\n\"(...)\n\n1. Consorcio Nacional de Empresas de\nElectrificación de Costa Rica, cédula de persona\njurídica 3-010-108233, representada por el señor Erick Rojas Salazar, cédula\nnúmero 107760168, en su condición de Gerente General (folios 70 al 77).\n\n1.1 La propuesta de metodología debe aclarar que el cargo de acceso a\nla red no incluye el costo de la energía y potencia que el usuario deberá\nseguir pagando de acuerdo con las tarifas vigentes según su tipo de conexión.\n\nLa metodología es clara en cuanto a que los costos que se contemplan\nson (sección 5.2, folio 09) \"los fijos asociados a los costos y gastos de\noperación de la actividad de distribución de cada uno de los operadores\",\nademás se indica que \".dentro de los costos fijos no se incorporan las compras\nde energía y potencia ni peaje\"; y se menciona que \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala, dada la\nredistribución de gastos que se da como consecuencia del cálculo de la tarifa\nde acceso\". De esta manera, el cargo de acceso a la red no incluye el costo de\nla energía y potencia que eventualmente el abonado o usuario con generación a\npequeña escala requiera de la empresa distribuidora, éstos serán facturados de\nacuerdo con las tarifas que fije la Intendencia de Energía para este tipo de\nusuarios.\n\n1.2 Sobre los requerimientos de información se debe aclarar si se trata\nde información para cada generador.\n\nEfectivamente, la información solicitada es para cada uno de los\ngeneradores a pequeña escala, tal y como lo establece la metodología en el\npunto 5.1, folio 09:\n\n\".correspondientes para cada generador a pequeña escala para\nautoconsumo\".\n\n1.3 Sobre los requerimientos de información se debe hacer una\ndefinición más precisa de los términos utilizados.\n\nLos conceptos utilizados en la información requerida son los comúnmente\nutilizados en el sector eléctrico y en las fijaciones tarifarias que realiza la\nAutoridad Reguladora, por lo que se considera que no requiere una mayor\nampliación, sin embargo, se detallan ciertas variables.\n\n1.4 Se debe aclarar si es un precio o un cargo.\n\nPara este caso en particular se consideran sinónimos, dado que en el\ntítulo de la propuesta metodológica se indicó que ésta es para fijar el precio\no cargo por acceso.\n\n1.5 Se deben restar las pérdidas en transmisión y distribución a las\nventas totales, ya que éstas corresponden a costos variables.\n\nLa variable considerada en los cálculos es la de ventas totales\n(fórmula 2, sección\n\n5.2, folio 10), la cual no incluye las pérdidas.\n\n1.6 Se considera innecesario aplicar el procedimiento de promedio móvil\npara los años dos en adelante.\n\nSe acepta el argumento. En el entendido de que la información que se\nutiliza es la que mejor refleja los costos de ese periodo, la Autoridad\nReguladora estará fijando un precio o cargo por acceso para un determinado\nperiodo, lo anterior en el cumplimiento del principio del servicio al costo\nindicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593. Sin embargo, dado que lo que se\nestá proponiendo se aplicaría hasta en la segunda fijación tarifaria y con el\nfin de que con esta metodología se puedan fijar tarifas en el corto plazo para\nhacer efectivos los lineamientos de la norma POASEN, no se considera necesario\nen este momento modificar o eliminar la parte de promedio móvil de la sección\n5.3. Esta modificación o eliminación de esta sección se estará proponiendo como\nuna modificación a la presente metodología en un plazo inmediato.\n\n1.7 De mantenerse el promedio móvil, debe considerarse que en el\ndenominador de la fórmula 4 y siguientes, se define un número diferente para\ncada año, y conforme pasan los años, el denominador de la fórmula se va\nhaciendo más grande, lo cual significa que no será un promedio real de los\nprecios de los 5 últimos años, sino que conforme pasen los años, a partir del\naño 6, el precio bajaría. Lo anterior atenta contra el principio de servicio al\ncosto.\n\nAl igual que en la posición 1.6, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la\nnorma POASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la\nparte de promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de\nesta sección se estará proponiendo como una modificación a la presente\nmetodología en un plazo inmediato.\n\n1.8 No queda claro que pasaría con dicho promedio si en un momento\nintermedio se realiza una actualización del precio, ya sea de oficio o a\nsolicitud de parte. Por lo anterior se debe eliminar el procedimiento de\npromedio móvil. Al igual que en la posición 1.6 y 1.7, se acepta el argumento.\nEn el entendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja\nlos costos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o\ncargo por acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento\ndel principio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley\n7593. Sin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer\n\nefectivos los lineamientos de la norma POASEN, no se considera\nnecesario en este momento modificar o eliminar la parte de promedio móvil de la\nsección 5.3. Esta modificación o eliminación de esta sección se estará\nproponiendo como una modificación a la presente metodología en un plazo\ninmediato.\n\n1.9 Se debe aclarar a que se refiere con \"estudios tarifarios que se\nencuentren vigentes\" ya que los estudios tarifarios no tienen vigencia.\n\nSe refiere al informe o estudio técnico que sirve de sustento a la\nresolución que da como resultado el pliego tarifario vigente.\n\n1.10 Se debe aclarar si los Estados de Resultados son los auditados,\ncomo se indica en una sección precedente.\n\nSe refiere a los estados de resultados regulatorios, tal y como se indicó\nen la metodología en el folio 09 del expediente OT-252-2014: \"Dichos costos son\nlos que se obtienen del estado de resultados regulatorio, el cual es definido\npor la Autoridad Reguladora\". Estos estados regulatorios se derivan de los\nestados financieros, los cuales pueden ser auditados o certificados, según lo\nestablezca la Intendencia de Energía en el estudio ordinario.\n\n1.11 Se debe aclarar a qué se refiere con \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala\", que este\ndocumento se refiere a una metodología para fijar, con carácter ordinario, un\ncargo o \"precio\" por acceso a la red de distribución y que por lo tanto, el\nresultado final es un cargo o \"precio\" por empresa distribuidora.\n\nDebido a la forma en que se define el cargo o precio de acceso en esta\nmetodología, en la cual sólo se incorporan cargos fijos, es necesario fijar un\npliego  de precios diferenciado para los\nabonados a pequeña escala para cada una de las empresas distribuidoras. Es\ndecir, se requiere un pliego tarifario para establecer los precios de la\nenergía y potencia (para aquellos usuarios con cargo de máxima\n\ndemanda) que el usuario requiera con base en los costos variables y la\nrentabilidad del servicio. Es a este pliego tarifario al que se refiere el\ntexto indicado en el primer párrafo de la sección 5.4, folio 12.\n\n1.12 Para el sistema de distribución de las empresas puede tener\nsentido la exclusión de los gastos financieros, en el tanto se les reconoce\ndicho costo por medio de la tasa promedio de la deuda, sin embargo, en este\ncaso no se considera la rentabilidad, de modo que si se deben incluir los\ngastos financieros para todas las empresas dentro de los costos fijos de la\nactividad de distribución incluidos en la fórmula 8.\n\nTodos los costos de la empresa distribuidora están cubiertos, los\ncostos fijos mediante la tarifa de acceso y los costos variables y la\nrentabilidad por medio de los pliegos tarifarios específicos para los\ngeneradores a pequeña escala.\n\n \n\n2. Purasol Vida Natural Sociedad de Responsabilidad Limitada, representada por el señor Pierre Kevin\nAlexandre Lambot, cédula de residencia número 105600021913, en su condición de Gerente General con\nfacultades de apoderado generalísimo sin límite de suma.\n\n2.1 \"ARESEP propone de cobrar a los usuarios por la energía inyectada\nen el SEN, como la energía producida y consumida directamente en el edificio.\nLo que no me parece justo, Los paneles solares están, en este caso, un sistema\nde disminución de consumo. No se puede cobrar un usuario por una energía que no\nse consumo del SEN. En la práctica seria como\npenalizar los usuarios conscientes de la necesidad de disminuir su consumo\neléctrico.\"\n\nEl sistema actualmente se encuentra dimensionado para proporcionarle al\nusuario el total de la energía y potencia requerida y además debe disponer o\nmantener la capacidad para satisfacer esos requerimientos de energía y potencia\nen el momento que se demanden. Por lo tanto, el usuario tiene que pagar los\ncostos fijos del sistema.\n\n2.2 \"En la fórmula de cálculo de la tarifa, reconozco los gastos\ndébitos a la transmisión de la energía en las líneas de distribución pero no\nveo ningún factor sobre el efecto positivo de inyectar energía durante las\nhoras picos.\"\n\nEste tema se encuentra fuera del alcance de la presente metodología la\ncual tiene como objetivo definir el procedimiento de fijación tarifaria para\nestablecer el precio o cargo por acceso a las redes de distribución, no así,\nlas tarifas por ventas de energía.\n\n2.3 \"Caso 1 (.) La mejor parte de la instalaciones eléctricas del país\nestán ya pagadas. Entonces un usuario con paneles solares no tendría que pagar\nmás que el gasto de la tarifa de interconexión. Caso 2 Un empresa distribuidora\nde electricidad que tiene todavía inversiones de infraestructura a pagar (de forma\nde financiamiento). A utilizar las infraestructura, un nuevo usuario con\npaneles solares tendría que participar a estos inversiones. ARESEP tendría que\ndesarrollar una fórmula para dividir únicamente estos gastos entre todos los\nusuarios basándose en la energía utilizada solamente\".\n\nLos estados de resultados regulatorios contemplan los costos necesarios\ny solamente éstos para brindar el servicio bajo ciertos estándares de calidad,\nsiguiendo los criterios que establece la Ley 7593.\n\nEl sistema actualmente se encuentra dimensionado para proporcionarle al\nusuario el total de la energía y potencia requerida y además debe disponer o\nmantener la capacidad para satisfacer esos requerimientos de energía y potencia\nen el momento que se demanden. Por lo tanto, todo usuario de la red de\ndistribución, independientemente de que consuma o no energía de dicha red,\ntiene que pagar los costos fijos del sistema.\n\n3. Cooperativa de Electrificación Rural de\nGuanacaste R.L., cédula de persona jurídica número\n3-004-045202, representada por el señor Miguel Ángel Gómez Corea, cédula de\nidentidad número 502230027, en condición de gerente general con facultades de\napoderado generalísimo.\n\n3.1 La propuesta de metodología debe aclarar que el cargo de acceso a\nla red no incluye el costo de la energía y potencia que el usuario deberá\nseguir pagando de acuerdo con las tarifas vigentes según su tipo de conexión.\n\nLa metodología es clara en cuanto a que los costos que se contemplan\nson (sección 5.2, folio 09) \"los fijos asociados a los costos y gastos de\noperación de la actividad de distribución de cada uno de los operadores\",\nademás se indica que \".dentro de los costos fijos no se incorporan las compras\nde energía y potencia ni peaje\"; y se menciona que \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala, dada la\nredistribución de gastos que se da como consecuencia del cálculo de la tarifa\nde acceso\". De esta manera, el cargo de acceso a la red no incluye el costo de\nla energía y potencia que eventualmente el abonado o usuario con generación a\npequeña escala requiera de la empresa distribuidora, éstos serán facturados de\nacuerdo con las tarifas que fije la Intendencia de Energía para este tipo de\nusuarios.\n\n3.2 Sobre los requerimientos de información se debe aclarar si se trata\nde información para cada generador.\n\nEfectivamente, la información solicitada es para cada uno de los\ngeneradores a pequeña escala, tal y como lo establece la metodología en el\npunto 5.1, folio 09:\n\n\".correspondientes para cada generador a pequeña escala para\nautoconsumo\".\n\n3.3 Sobre los requerimientos de información se debe hacer una\ndefinición más precisa de los términos utilizados.\n\nLos conceptos utilizados en la información requerida son los comúnmente\nutilizados en el sector eléctrico y en las fijaciones tarifarias que realiza la\nAutoridad Reguladora, por lo que se considera que no requiere una mayor\nampliación, sin embargo, se detallan ciertas variables.\n\n3.4 Se debe aclarar si es un precio o un cargo.\n\nPara este caso en particular se consideran sinónimos, dado que en el\ntítulo de la propuesta metodológica se indicó que ésta es para fijar el precio\no cargo por acceso.\n\n3.5 Sobre el consumo promedio: \"El mercado eléctrico está en función de\nlas\n\nactividades económicas, y muchas empresas tienen su producción por\ntemporadas, es decir, solo utilizan energía eléctrica en unos cuantos meses al\naño. Le preguntamos al regulador, como poder solventar la problemática de\nestacionalidad en los consumos de energía para ciertas actividades económicas.\n\nEl acceso es un cargo que se cobra independientemente de si se consume\no no energía, ya que son los costos fijos que la empresa tiene que pagar.\n\nLa definición de 𝐶𝑃𝑖,𝑠 ̅̅̅̅̅̅ indica claramente que se debe considerar el promedio de los últimos\nseis meses en que hubo consumo.\n\n3.6 El costo fijo debe incluir como parte de la tarifa de acceso, el\nrédito para el desarrollo, para retribuir a la empresa el rédito para las\ninversiones pasadas, presentes y futuras.\n\nTodos los costos de la empresa distribuidora están cubiertos, los\ncostos fijos mediante la tarifa de acceso y los costos variables y la\nrentabilidad por medio de los pliegos tarifarios específicos para los\ngeneradores a pequeña escala.\n\n3.7 Se deben restar las pérdidas en transmisión y distribución a las\nventas totales, ya que éstas corresponden a costos variables.\n\nLa variable considerada en los cálculos es la de ventas totales\n(fórmula 2, sección 5.2, folio 10), la cual no incluye las pérdidas.\n\n3.8 Se considera innecesario aplicar el procedimiento de promedio móvil\npara los años dos en adelante.\n\nSe acepta el argumento. En el entendido de que la información que se\nutiliza es la que mejor refleja los costos de ese periodo, la Autoridad\nReguladora estará fijando un precio o cargo por acceso para un determinado\nperiodo, lo anterior en el cumplimiento del principio del servicio al costo\nindicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593. Sin embargo, dado que lo que se\nestá proponiendo se aplicaría hasta en la segunda fijación tarifaria y con el\nfin de que con esta metodología se puedan fijar tarifas en el corto plazo para\nhacer efectivos los lineamientos de la norma POASEN, no se considera necesario\nen este momento modificar o eliminar la parte de promedio móvil de la sección\n5.3. Esta modificación o eliminación de esta sección se estará proponiendo como\nuna modificación a la presente metodología en un plazo inmediato.\n\n3.9 De mantenerse el promedio móvil, debe considerarse que el\ndenominador de la fórmula 4 y siguientes, se define un número diferente para\ncada año, y conforme pasan los años, el denominador de la fórmula se va\nhaciendo más grande, lo cual significa que no será un promedio real de los\nprecios de los 5 últimos años, sino que conforme pasen los años, a partir del\naño 6, el precio bajaría. Lo anterior atenta contra el principio de servicio al\ncosto.\n\nAl igual que en la posición 3.8, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la\nnorma POASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la\nparte de promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de\nesta sección se estará proponiendo como una modificación a la presente\nmetodología en un plazo inmediato.\n\n3.10 No queda claro que pasaría con dicho promedio si en un momento\nintermedio se realiza una actualización del precio, ya sea de oficio o a\nsolicitud de parte. Por lo anterior se debe eliminar el procedimiento de\npromedio móvil.\n\nAl igual que en la posición 3.8 y 3.9, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la\nnorma POASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la\nparte de promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de\nesta sección se estará proponiendo como una modificación a la presente\nmetodología en un plazo inmediato.\n\n3.11 Se debe aclarar a que se refiere con \"estudios tarifarios que se\nencuentren vigentes\" ya que los estudios tarifarios no tienen vigencia.\n\nSe refiere al informe o estudio técnico que sirve de sustento a la\nresolución que da como resultado el pliego tarifario vigente.\n\n3.12 Se debe aclarar si los Estados de Resultados son los auditados,\ncomo se indica en una sección precedente.\n\nSe refiere a los estados de resultados regulatorios, tal y como se\nindicó en la metodología en el folio 09 del expediente OT-252-2014: \"Dichos\ncostos son los que se obtienen del estado de resultados regulatorio, el cual es\ndefinido por la Autoridad Reguladora\". Estos estados regulatorios se derivan de\nlos estados financieros, los cuales pueden ser auditados o certificados, según\nlo establezca la Intendencia de Energía en el estudio ordinario.\n\n3.13 Se debe aclarar a qué se refiere con \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala\", que este\ndocumento se refiere a una metodología para fijar, con carácter ordinario, un\ncargo o \"precio\" por acceso a la red de distribución y que por lo tanto, el\nresultado final es un cargo o \"precio\" por empresa distribuidora.\n\nDebido a la forma en que se define el cargo o precio de acceso en esta\nmetodología, en la cual sólo se incorporan cargos fijos, es necesario fijar un\npliego de precios diferenciado para los abonados a pequeña escala para cada una\nde las empresas distribuidoras. Es decir, se requiere un pliego tarifario para\nestablecer los precios de la energía y potencia (para aquellos usuarios con\ncargo de máxima\n\ndemanda) que el usuario requiera con base en los costos variables y la\nrentabilidad del servicio. Es a este pliego tarifario al que se refiere el\ntexto indicado en el primer párrafo de la sección 5.4, folio 12.\n\n3.14 Para el sistema de distribución de las empresas puede tener\nsentido la exclusión de los gastos financieros, en el tanto se les reconoce\ndicho costo por medio de la tasa promedio de la deuda. Sin embargo, en este\ncaso no se considera la rentabilidad, de modo que si se deben incluir los\ngastos financieros para todas las empresas dentro de los costos fijos de la\nactividad de distribución incluidos en la fórmula 8.\n\nTodos los costos de la empresa distribuidora están cubiertos, los\ncostos fijos mediante la tarifa de acceso y los costos variables y la\nrentabilidad por medio de los pliegos tarifarios específicos para los\ngeneradores a pequeña escala.\n\n4. Cooperativa de Electrificación Rural de\nSan Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), cédula de persona jurídica\nnúmero 3-004-045117, representada por Omar Miranda Murillo, gerente general,\ncédula número 501650019.\n\n4.1 La propuesta de metodología debe aclarar que el cargo de acceso a\nla red no incluye el costo de la energía y potencia que el usuario deberá seguir\npagando de acuerdo con las tarifas vigentes según su tipo de conexión.\n\nLa metodología es clara en cuanto a que los costos que se contemplan\nson (sección 5.2, folio 09) \"los fijos asociados a los costos y gastos de\noperación de la actividad de distribución de cada uno de los operadores\",\nademás se indica que \".dentro de los costos fijos no se incorporan las compras\nde energía y potencia ni peaje\"; y se menciona que \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala, dada la\nredistribución de gastos que se da como consecuencia del cálculo de la tarifa\nde acceso\". De esta manera, el cargo de acceso a la red no incluye el costo de\nla energía y potencia que eventualmente el abonado o usuario con generación a\npequeña escala requiera de la empresa distribuidora, éstos serán facturados de\nacuerdo con las tarifas que fije la\n\nIntendencia de Energía para este tipo de usuarios.\n\n4.2 Sobre los requerimientos de información se debe aclarar si se trata\nde información para cada generador.\n\nEfectivamente, la información solicitada es para cada uno de los\ngeneradores a pequeña escala, tal y como lo establece la metodología en el\npunto 5.1, folio 09: \".correspondientes para cada generador a pequeña escala\npara autoconsumo\".\n\n4.3 Sobre los requerimientos de información se debe hacer una\ndefinición más precisa de los términos utilizados.\n\nLos conceptos utilizados en la información requerida son los comúnmente\nutilizados en el sector eléctrico y en las fijaciones tarifarias que realiza la\nAutoridad Reguladora, por lo que se considera que no requiere una mayor\nampliación, sin embargo, se detallan ciertas variables.\n\n4.4 Se debe aclarar si es un precio o un cargo.\n\nPara este caso en particular se consideran sinónimos, dado que en el título\nde la propuesta metodológica se indicó que ésta es para fijar el precio o cargo\npor acceso.\n\n4.5 Se deben restar las pérdidas en transmisión y distribución a las\nventas totales, ya que éstas corresponden a costos variables.\n\nLa variable considerada en los cálculos es la de ventas totales\n(fórmula 2, sección 5.2, folio 10), la cual no incluye las pérdidas.\n\n4.6 Se considera innecesario aplicar el procedimiento de promedio móvil\npara los años dos en adelante.\n\nSe acepta el argumento. En el entendido de que la información que se\nutiliza es la que mejor refleja los costos de ese periodo, la Autoridad\nReguladora estará fijando un precio o cargo por acceso para un determinado\nperiodo, lo anterior en el cumplimiento del principio del servicio al costo\nindicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593. Sin embargo, dado que lo que se\nestá proponiendo se aplicaría hasta en la segunda fijación tarifaria y con el\nfin de que con esta metodología se puedan fijar tarifas en el corto plazo para\nhacer efectivos los lineamientos de la norma POASEN, no se considera necesario\nen este momento modificar o eliminar la parte de promedio móvil de la sección\n5.3. Esta modificación o eliminación de esta sección se estará proponiendo como\nuna modificación a la presente metodología en un plazo inmediato.\n\n4.7 De mantenerse el promedio móvil, debe considerarse que el\ndenominador de la fórmula 4 y siguientes, se define un número diferente para\ncada año, y conforme pasan los años, el denominador de la fórmula se va\nhaciendo más grande, lo cual significa que no será un promedio real de los\nprecios de los 5 últimos años, sino que conforme pasen los años, a partir del\naño 6, el precio bajaría. Lo anterior atenta contra el principio de servicio al\ncosto.\n\nAl igual que en la posición 4.6, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la\nnorma POASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la\nparte de promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de\nesta sección se estará proponiendo como una modificación a la presente\nmetodología en un plazo inmediato.\n\n4.8 No queda claro que pasaría con dicho promedio si en un momento\nintermedio se realiza una actualización del precio, ya sea de oficio o a\nsolicitud de parte. Por lo anterior se debe eliminar el procedimiento de\npromedio móvil.\n\nAl igual que en la posición 4.6 y 4.7, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la\nnorma POASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la\nparte de promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de\nesta sección se estará proponiendo como una modificación a la presente\nmetodología en un plazo inmediato.\n\n4.9 Se debe aclarar a que se refiere con \"estudios tarifarios que se\nencuentren vigentes\" ya que los estudios tarifarios no tienen vigencia.\n\nSe refiere al informe o estudio técnico que sirve de sustento a la\nresolución que da como resultado el pliego tarifario vigente.\n\n4.10 Se debe aclarar si los Estados de Resultados son los auditados,\ncomo se indica en una sección precedente.\n\nSe refiere a los estados de resultados regulatorios, tal y como se\nindicó en la metodología en el folio 09 del expediente OT-252-2014: \"Dichos\ncostos son los que se obtienen del estado de resultados regulatorio, el cual es\ndefinido por la Autoridad Reguladora\". Estos estados regulatorios se derivan de\nlos estados financieros, los cuales pueden ser auditados o certificados, según\nlo establezca la Intendencia de Energía en el estudio ordinario.\n\n4.11 Se debe aclarar a qué se refiere con \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala\", que este\ndocumento se refiere a una metodología para fijar, con carácter ordinario, un\ncargo o \"precio\" por acceso a la red de distribución y que por lo tanto, el\nresultado final es un cargo o \"precio\" por empresa distribuidora.\n\nDebido a la forma en que se define el cargo o precio de acceso en esta\n\nmetodología, en la cual sólo se incorporan cargos fijos, es necesario\nfijar un pliego de precios diferenciado para los abonados a pequeña escala para\ncada una de las empresas distribuidoras. Es decir, se requiere un pliego\ntarifario para establecer los precios de la energía y potencia (para aquellos\nusuarios con cargo de máxima demanda) que el usuario requiera con base en los\ncostos variables y la rentabilidad del servicio. Es a este pliego tarifario al\nque se refiere el texto indicado en el\n\nprimer párrafo de la sección 5.4, folio 12.\n\n4.12 Para el sistema de distribución de las empresas puede tener\nsentido la exclusión de los gastos financieros, en el tanto se les reconoce\ndicho costo por medio de la tasa promedio de la deuda. Sin embargo, en este\ncaso no se considera la rentabilidad, de modo que si se deben incluir los\ngastos financieros para todas las empresas dentro de los costos fijos de la\nactividad de distribución incluidos en la fórmula 8.\n\nTodos los costos de la empresa distribuidora están cubiertos, los\ncostos fijos mediante la tarifa de acceso y los costos variables y la\nrentabilidad por medio de los pliegos tarifarios específicos para los generadores\na pequeña escala.\n\n5. ASI Power & Telemetry S.A., cédula de persona\njurídica número 3-101-498793, representada por el señor James Denis Ryan,\nportador del pasaporte número 442560436 (folios 46 al 52).\n\n5.1 \"(.) ARESEP, está encargada de proteger a los\nconsumidores, en el tema de la generación privada distribuida, a pequeña\nescala, ARESEP parece haber abandonado el consumidor, así como las políticas\nestablecidas por el gobierno para promover la generación de energía renovable y\nla neutralidad de carbono\".\n\nEntre los objetivos de la Aresep establecidos en el artículo 4, inciso\nb de la Ley 7593, se indica: \"Procurar el equilibrio entre las necesidades de\nlos usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos.\", lo\ncual es el quehacer cotidiano de la institución. Adicionalmente, para la\nfijación de tarifas y precios (artículo 31 de la Ley 7593), son elementos\ncentrales la conservación de la energía y la eficiencia económica definidos en\nel Plan Nacional de Desarrollo.\n\n5.2 \"(.) la complejidad, la burocracia y costes\ninnecesarios asociados que ARESEP ha introducido sofocan posibles proyectos de\ngeneración distribuida. Esto servirá, sin duda, a los intereses de las empresas\nde distribución, pero al mismo tiempo, prácticamente elimina la viabilidad de\nlos proyectos económicos más pequeños y marginales\".\n\nEntre los objetivos de la Aresep establecidos en el artículo 4, inciso\nb de la Ley 7593, se indica: \"Procurar el equilibrio entre las necesidades de\nlos usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos.\", lo\ncual es el quehacer cotidiano de la institución.\n\n5.3 \"(.) ARESEP ha desatado realmente\nverdaderamente un demonio creativo en la generación de la burocracia mediante la\npropuesta de que cada distribuidor debe proporcionar información detallada el\nuso, generación y la información de costos para cada generador individual\".\n\nLa recopilación de información sobre la generación a pequeña escala es\nde suma importancia para la Aresep, debido a que se requiere para conocer la\ncapacidad de acceso de los diferentes circuitos de distribución a la generación\ndistribuida de conformidad con lo que establece el artículo 125 de la Norma\nPOASEN, así como para la toma de decisiones y para salvaguardar los intereses\nde los usuarios. Adicionalmente, esta información permite conocer el\ncomportamiento del mercado en general y no de un usuario en particular, los\nbeneficios y costos de su incorporación al sistema eléctrico.\n\n5.4 \"(.) riesgo para la privacidad.\"\n\nLa información que la Aresep ponga a disposición del público en general\no de los interesados, no será específica o individualizada por cliente o\nidentificable.\n\n5.5 \"ARESEP no recopila, ni almacena este tipo\nde información de forma individual reconocible y detallada sobre cualquier otra\nclase de cliente de cualquier otro servicio público que regula. (.) Creo que no\nes necesaria esta es información MUY SENSIBLE, pues no se utilizará\nadecuadamente, y lo más importante, no se protegerá adecuadamente\".\n\nLa recopilación de información sobre la generación a pequeña escala es\nde suma importancia para la Aresep, debido a que se requiere para conocer la\ncapacidad de acceso de los diferentes circuitos de distribución a la generación\ndistribuida de conformidad con lo que establece el artículo 125 de la Norma\nPOASEN, así como para la toma de decisiones y para salvaguardar los intereses\nde los usuarios. Adicionalmente, esta información permite conocer el\ncomportamiento del mercado en general y no de un usuario en particular, los\nbeneficios y costos de su incorporación al sistema eléctrico. Además, según el\nartículo 24 de la Ley 7593, sobre el suministro de información se indica \"A\nsolicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán informes,\nreportes, datos, copias de archivos y cualquier otro medio electrónico o\nescrito donde se almacene información financiera contable, económica,\nestadística y técnica relacionada con la prestación del servicio público que\nbrindan. Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones, la Autoridad\nReguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros legales y\ncontables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los\nprestadores.\"\n\nLa información que la Aresep ponga a disposición del público en general\no de los interesados, no será específica o individualizada por cliente o\nidentificable.\n\n5.6 \"(.) El resto del mundo está avanzando a\npaso real hacia la generación renovable y solar en partículas.pero las acciones\nde ARESEP son totalmente retrogradas y destructivas para la economía de nuestra\nnación, nuestro medio ambiente y los objetivos declarados de nuestra sociedad\nde la reducción de carbono e independencia de energía\".\n\nEntre los objetivos de la Aresep establecidos en el artículo 4, inciso\nb de la Ley 7593, se indica: \"Procurar el equilibrio entre las necesidades de\nlos usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos.\", lo\ncual es el quehacer cotidiano de la institución. Adicionalmente, para la\nfijación de tarifas y precios (artículo 31 de la Ley 7593), son elementos\ncentrales la conservación de la energía y la eficiencia económica definidos en\nel Plan Nacional de Desarrollo.\n\n6. Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., cédula de persona jurídica número 3- 101-000046,\nrepresentada por el señor Víctor Solís Rodríguez, cédula número 203330624, en su condición de\napoderado generalísimo sin límite de suma (folios 21 al 38).\n\n6.1 Debe aclararse la fecha de corte de la información anual ya que si\nse refiere al mes de diciembre debiera darse un plazo mayor para generar toda\nla información requerida.\n\nLa información requerida debe ser la más actualizada posible y debe\nestar disponible en la fecha solicitada, debido a los plazos definidos en la\nactual metodología y en las metodologías relacionadas con ésta.\n\n6.2 Debe aclararse la fecha de corte de la información anual ya que si\nse refiere al mes de diciembre debiera darse un plazo mayor para generar toda\nla información requerida, por cuanto a esa fecha los Estados Financieros de las\nEmpresas no estarían listos.\n\nLa información requerida debe ser la más actualizada posible y debe\nestar disponible en la fecha solicitada, debido a los plazos definidos en la\nactual metodología y en las metodologías relacionadas a ésta.\n\n6.3 Al tomarse como base el estado de resultados regulatorio del\nestudio tarifario vigente, perjudica a las empresas distribuidoras ya que va a\nconsiderar costos menores a los realizados.\n\nSi las empresas distribuidoras de electricidad cumplen con lo\nestablecido en el artículo 30 de la Ley 7593 sobre la presentación de un\nestudio ordinario por lo menos una vez al año, no debería verse perjudicado por\nla utilización del estudio tarifario vigente.\n\n6.4 No contempla si sobre el mismo estudio tarifario existe alguna\napelación y por lo tanto se debe utilizar otro mecanismo de cálculo.\n\nPara realizar el cálculo de la tarifa de acceso, se utilizará el\nestudio tarifario vigente establecido por la Intendencia de Energía, contra\ndicha fijación se podrán interponer en su oportunidad los recursos de\nrevocatoria y de apelación según lo establecido en los artículos 343 y\nsiguientes de la Ley General de Administración Pública, bajo el supuesto de que\nlos recursos sean acogidos o rechazados, será la Intendencia de Energía -quien\nresuelve el recurso de revocatoria -o la Junta Directiva -quien resuelve el\nrecurso de apelación - quienes al resolverlos respectivamente, decidan si se\nobtiene o no un nuevo resultado que sería el utilizado para fijar las tarifas y\nsi se debe utilizar otro mecanismo de cálculo, el cual deberá ser sometido al\ntrámite de audiencia pública de conformidad con lo establecido en los artículos\n30 y 36 de la Ley 7593.\n\n6.5 No es claro el uso de promedios móviles, ya que la información\nquinquenal no especifica si se refiere a Estados Financieros auditados,\ncorrientes o tarifarios y si se refiere a información de gastos ajustada por\nARESEP.\n\nSe acepta el argumento. En el entendido de que la información que se\nutiliza es la que mejor refleja los costos de ese periodo, la Autoridad Reguladora\nestará fijando un precio o cargo por acceso para un determinado periodo, lo\nanterior en el cumplimiento del principio del servicio al costo indicado en el\nartículo 3 y 31 de la Ley 7593. Sin embargo, dado que lo que se está\nproponiendo se aplicaría hasta en la segunda fijación tarifaria y con el fin de\nque con esta metodología se puedan fijar tarifas en el corto plazo para hacer\nefectivos los lineamientos de la norma POASEN, no se considera necesario en\neste momento modificar o eliminar la parte de promedio móvil de la sección 5.3.\nEsta modificación o eliminación de esta sección se estará proponiendo como una\nmodificación a la presente metodología en un plazo inmediato.\n\n7. Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número 4-000-042139, representada por la\nseñora María Gabriela Sánchez Rodríguez, cédula número 107960417, en su condición de apoderada\nespecial administrativa (folios 39 al 43).\n\n7.1 Corregir la propuesta de requerimientos de información, aclarando\nque para cada generador a pequeña escala para autoconsumo, corresponde al caso\nde clientes que facturan únicamente energía, cuyas características del servicio\npermiten medición bidireccional, se entregará únicamente la información\nrelacionada con energía, a saber, energía total, neta, entregada y recibida\nmensual.\n\nLa información solicitada está sujeta al tipo de usuario que disponga\nel servicio, de forma que para un generador a pequeña escala que no consuma\npotencia, no corresponde incluir la información de potencia. Se adiciona en la sección\n5.1, tercer párrafo las palabras \"cuando así proceda\".\n\n7.2 De mantenerse la obligación de las empresas distribuidoras de\nentregar la información de demanda, se solicita que de forma expresa el\nRegulador establezca en la metodología la obligación de los generadores a\npequeña escala, de implementar a su costo un sistema de medición que permita\nobtener la información de demanda requerida en la metodología.\n\nLa información solicitada está sujeta al tipo de usuario que disponga\nel servicio, de forma que para un generador a pequeña escala que no consuma\npotencia, no corresponde incluir la información de potencia. Se adiciona en la\nsección 5.1, tercer párrafo las palabras \"cuando así proceda\".\n\n8. Junta Administrativa del Servicio\nEléctrico Municipal de Cartago, representada por el\nseñor Juan Antonio Solano Ramírez, cédula 106890115, oficio GG-849-2014 (folios\n44 al 45).\n\n8.1 El cargo por acceso indica que se base en costos de distribución\nsin compras al ICE (generación y transmisión), pero no detalla claramente el\ntema de incluir costos de comercialización fijos así como los gastos\nadministrativos asociados.\n\nLa metodología es clara en indicar que se basa en todos los costos\nfijos y aclara que los costos que no se incluyen son los de energía y potencia,\nni peaje, tal y como se menciona en el folio 09 del expediente OT-252-2014:\n\"los fijos asociados a los costos y gastos de operación de la actividad de\ndistribución de cada uno de los operadores.dentro de los costos fijos no se\nincorporan las compras de energía y potencia ni peaje\".\n\n8.2 Si el cobro se basa en distribución, porqué se excluye la\ntransmisión de energía, la cual también es una actividad como activos\ndisponibles para operar cuando el autogenerador lo\nrequiera.\n\nLos costos de transmisión son un costo variable, por tal razón no son\nincorporados entre la tarifa de acceso. Estos costos de transmisión son los que\nse encuentran en la parte de costos variables de los pliegos tarifarios\nespecíficos para los generadores a pequeña escala.\n\n8.3 La facturación de este servicio implicará un doble registro en\nconsumos (de la red distribución como la autogeneración), por lo que no solo la\nimplementación de un segundo medidor implicará inversión en equipos sino\ntambién la lectura se duplicaría, así como la facturación y estos costos no\npueden ser cobrados a todos los clientes en el total, sino que deberían ser\nidentificados como un plus adicional a la tarifa.\n\nLos gastos adicionales efectuados por motivo de la generación a pequeña\nescala con autoconsumo son un requerimiento de información, tal y como lo\nestablece la metodología: \"Adicionalmente, las empresas de distribución de\nenergía eléctrica deberán remitir a la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos, anualmente a más tardar el 15 de enero de cada año, el detalle de\ntodos y cada uno de los costos en que han incurrido por la inserción de los\ngeneradores a pequeña escala para autoconsumo en la red correspondiente, la\ncual se debe presentar para cada abonado o usuario con generación para\nautoconsumo y la totalidad de estos.\", según se indica en la sección 5.1, folio\n09. Lo anterior se establece con el propósito de tener una separación de los\ncostos adicionales en los que se incurre por estos usuarios.\n\n8.4 La definición de un costo promedio de distribución castiga el\nefecto social que reciben abonados de tipo residencial o preferencial con sus\ntarifas finales actuales, por lo que se debería analizar si se debe calcular\nseparado por tarifa.\n\nEntre los objetivos de la Aresep establecidos en el artículo 4, inciso\nb de la Ley 7593, se indica: \"Procurar el equilibrio entre las necesidades de\nlos usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos.\", lo\ncual es el quehacer cotidiano de la institución.\n\nCon la propuesta metodológica no se establece ningún subsidio cruzado,\nlos generadores a pequeña escala deben seguir pagando por la infraestructura\ndisponible de igual forma que los abonados regulares.\n\n8.5 Que se defina un periodo razonable de implementación de esta\nmetodología, ya que también debería incluir temas como mejoras al sistema de\nlectura, facturación y recaudación.\n\nLa norma POASEN fue publicada en La Gaceta No. 69 del 8 de abril de\n2014, indicando aspectos técnicos que se deben incorporar al sistema a efectos\nde llevar a cabo la generación a pequeña escala.\n\n9. Empresa de Servicios Públicos de Heredia\nS.A.: Representada por el señor Allan Benavides\nVílchez, cédula de identidad 401021032 (folios 53 al 62).\n\n9.1 La propuesta de metodología debe aclarar que el cargo de acceso a\nla red no incluye el costo de la energía y potencia que el usuario deberá\nseguir pagando de acuerdo con las tarifas vigentes según su tipo de conexión.\n\nLa metodología es clara en cuanto a que los costos que se contemplan\nson (sección 5.2, folio 09) \"los fijos asociados a los costos y gastos de\noperación de la actividad de distribución de cada uno de los operadores\",\nademás se indica que \".dentro de los costos fijos no se incorporan las compras\nde energía y potencia ni peaje\"; y se menciona que \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala, dada la\nredistribución de gastos que se da como consecuencia del cálculo de la tarifa\nde acceso\". De esta manera, el cargo de acceso a la red no incluye el costo de\nla energía y potencia que eventualmente el abonado o usuario con generación a\npequeña escala requiera de la empresa distribuidora, éstos serán facturados de\nacuerdo con las tarifas que fije la Intendencia de Energía para este tipo de\nusuarios.\n\n9.2 Sobre los requerimientos de información se debe aclarar si se trata\nde información para cada generador.\n\nEfectivamente, la información solicitada es para cada uno de los\ngeneradores a pequeña escala, tal y como lo establece la metodología en el\npunto 5.1, folio 09: \".correspondientes para cada generador a pequeña escala\npara autoconsumo\".\n\n9.3 Sobre los requerimientos de información se debe hacer una\ndefinición más precisa de los términos utilizados.\n\nLos conceptos utilizados en la información requerida son los comúnmente\nutilizados en el sector eléctrico y en las fijaciones tarifarias que realiza la\nAutoridad Reguladora, por lo que se considera que no requiere una mayor\nampliación, sin embargo, se detallan ciertas variables.\n\n9.4 Se debe aclarar si es un precio o un cargo.\n\nPara este caso en particular se consideran sinónimos, dado que en el\ntítulo de la propuesta metodológica se indicó que ésta es para fijar el precio\no cargo por acceso.\n\n9.5 Se deben restar las pérdidas en transmisión y distribución a las\nventas totales, ya que éstas corresponden a costos variables.\n\nLa variable considerada en los cálculos es la de ventas totales\n(fórmula 2, sección 5.2, folio 10), la cual no incluye las pérdidas.\n\n9.6 Se considera innecesario aplicar el procedimiento de promedio móvil\npara los años dos en adelante.\n\nSe acepta el argumento. En el entendido de que la información que se\nutiliza es la que mejor refleja los costos de ese periodo, la Autoridad\nReguladora estará fijando un precio o cargo por acceso para un determinado\nperiodo, lo anterior en el cumplimiento del principio del servicio al costo\nindicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593. Sin embargo, dado que lo que se\nestá proponiendo se aplicaría hasta en la segunda fijación tarifaria y con el\nfin de que con esta metodología se puedan fijar tarifas en el corto plazo para\nhacer efectivos los lineamientos de la norma POASEN, no se considera necesario\nen este momento modificar o eliminar la parte de promedio móvil de la sección\n5.3. Esta modificación o eliminación de esta sección se estará proponiendo como\nuna modificación a la presente metodología en un plazo inmediato.\n\n9.7 De mantenerse el promedio móvil, debe considerarse que el\ndenominador de la fórmula 4 y siguientes, se define un número diferente para\ncada año, y conforme pasan los años, el denominador de la fórmula se va\nhaciendo más grande, lo cual significa que no será un promedio real de los\nprecios de los 5 últimos años, sino que conforme pasen los años, a partir del\naño 6, el precio bajaría. Lo anterior atenta contra el principio de servicio al\ncosto.\n\nAl igual que en la posición 9.6, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la\nsegunda fijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan\nfijar tarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la\nnorma POASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la\nparte de promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de\nesta sección se estará proponiendo como una modificación a la presente\nmetodología en un plazo inmediato.\n\n9.8 No queda claro que pasaría con dicho promedio si en un momento\nintermedio se realiza una actualización del precio, ya sea de oficio o a\nsolicitud de parte. Por lo anterior se debe eliminar el procedimiento de\npromedio móvil.\n\nAl igual que en la posición 9.6 y 9.7, se acepta el argumento. En el\nentendido de que la información que se utiliza es la que mejor refleja los\ncostos de ese periodo, la Autoridad Reguladora estará fijando un precio o cargo\npor acceso para un determinado periodo, lo anterior en el cumplimiento del\nprincipio del servicio al costo indicado en el artículo 3 y 31 de la Ley 7593.\nSin embargo, dado que lo que se está proponiendo se aplicaría hasta en la segunda\nfijación tarifaria y con el fin de que con esta metodología se puedan fijar\ntarifas en el corto plazo para hacer efectivos los lineamientos de la norma\nPOASEN, no se considera necesario en este momento modificar o eliminar la parte\nde promedio móvil de la sección 5.3. Esta modificación o eliminación de esta\nsección se estará proponiendo como una modificación a la presente metodología\nen un plazo inmediato.\n\n9.9 Se debe aclarar a que se refiere con \"estudios tarifarios que se\nencuentren vigentes\".\n\nSe refiere al informe o estudio técnico que sirve de sustento a la\nresolución que da como resultado el pliego tarifario vigente.\n\n9.10 Se debe aclarar si los Estados de Resultados son los auditados,\ncomo se indica en una sección precedente.\n\nSe refiere a los estados de resultados regulatorios, tal y como se\nindicó en la metodología en el folio 09 del expediente OT-252-2014: \"Dichos\ncostos son los que se obtienen del estado de resultados regulatorio, el cual es\ndefinido por la Autoridad Reguladora\". Estos estados regulatorios se derivan de\nlos estados financieros, los cuales pueden ser auditados o certificados, según\nlo establezca la Intendencia de Energía en el estudio ordinario.\n\n· Se debe aclarar a qué se refiere con \"la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala\", que este\ndocumento se refiere a una metodología para fijar, con carácter ordinario, un\ncargo o \"precio\" por acceso a la red de distribución y que por lo tanto, el\nresultado final es un cargo o \"precio\" por empresa distribuidora.\n\nDebido a la forma en que se define el cargo o precio de acceso en esta\nmetodología, en la cual sólo se incorporan cargos fijos, es necesario fijar un\npliego de precios diferenciado para los abonados a pequeña escala para cada una\nde las empresas distribuidoras. Es decir, se requiere un pliego tarifario para\nestablecer los precios de la energía y potencia (para aquellos usuarios con\ncargo de máxima\n\ndemanda) que el usuario requiera con base en los costos variables y la\nrentabilidad del servicio. Es a este pliego tarifario al que se refiere el\ntexto indicado en el primer párrafo de la sección 5.4, folio 12.\n\n9.11 Para el sistema de distribución de las empresas puede tener\nsentido la exclusión de los gastos financieros, en el tanto se les reconoce\ndicho costo por medio de la tasa promedio de la deuda. Sin embargo, en este\ncaso no se considera la rentabilidad, de modo que si se deben incluir los\ngastos financieros para todas las empresas dentro de los costos fijos de la\nactividad de distribución incluidos en la fórmula 8.\n\nTodos los costos de la empresa distribuidora están cubiertos, los\ncostos fijos mediante la tarifa de acceso y los costos variables y la\nrentabilidad por medio de los pliegos tarifarios específicos para los\ngeneradores a pequeña escala.\n\n10. Hipower Systems S.A., cédula de persona\njurídica número 3-101-631185, representada por el señor Federico Varela\nHerrera, cédula número 202370663.\n\n10.1 \"en aras de \"armonizar los intereses de los consumidores, usuarios\ny prestadores de los servicios públicos, así como procurar un equilibrio entre\nlas necesidades de los usuarios y los intereses de los prestadores de servicios\npúblicos\", se consideran tarifas de cargo fijo anual por acceso a la red,\nproporcional al tamaño del sistema solar instalado en KW, costos de\nmantenimiento y facturación.\n\nNo se aportan criterios técnicos sobre las razones por las cuales se\ndebe de fijar la tarifa en proporción al tamaño del sistema instalado. Por tal\nrazón no se acoge esta posición.\n\n10.2 \"Cargo fijo por el medidor bidireccional, inspección inicial y\nsupervisión de la instalación para cumplir con los requisitos de calidad\nestablecidos por la Norma AR-NT-POASEN.\"\n\nEsto está incluido en la \"Propuesta de Metodología de Fijación del\nprecio o cargo básico por interconexión de generadores a pequeña escala para\nautoconsumo con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la Norma\nPOASEN\", según el OT-253-2014.\n\n10.3 \"Que dichos cargos se establezcan en consulta con todas las partes\ninteresadas incluyendo a empresas distribuidoras, usuarios-generadores para\nauto consumo, MINAE y Acesolar (Asociación\nCostarricense de Energía Solar).\"\n\nTanto la metodología como su aplicación son sometidas a audiencia\npública para que todo aquel que tenga interés legítimo pueda presentar su\noposición o coadyuvancia, ello de conformidad con el\nprocedimiento establecido en el artículo 36 de la Ley 7593.\n\n(...)\"\n\nII. Que de conformidad con los resultandos y\nconsiderandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo\nprocedente es: 1- Aprobar la \"Metodología de fijación del precio o cargo\npor acceso a las redes de distribución de generadores a pequeña escala para\nautoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento\nen la norma AR-NT-POASEN\", 2- Tener como respuesta a los opositores que\nparticiparon en la audiencia pública realizada el 15 de diciembre de 2014, lo\nseñalado en el Considerando I de la presente resolución y agradecer la valiosa\nparticipación de todos en este proceso.\n\nIII. Que en sesión 08-2015 del 26 de febrero de\n2015, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,\nsobre la base de la propuesta de la Comisión Ad Hoc del 26 de febrero de 2015\nmediante oficio 02-CAAGD-2015, así como del oficio 144- DGAJR-2015 del 20 de\nfebrero de 2015, acordó entre otras cosas y con carácter de firme:\n\n \n\nPOR TANTO:\n\n \n\nCon fundamento en las facultades conferidas\nen la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley General de la Administración\nPública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la\nLey N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.\n\n \n\nLA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA\nDE\n\nLOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\n \n\n \n\nRESUELVE\n\n \n\nI. Aprobar la\n\"Metodología de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de\ndistribución de  eneradores\na pequeña escala para autoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional\n(SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN\", presentada según el oficio\ndictado por la Comisión Ad Hoc el 26 de febrero de 2015 mediante oficio\n02-CAAGD-2015, tal y como se detalla a continuación:\n\n\"(...)\n\n \n\n3. Marco legal\n\n \n\nLa propuesta metodológica y su posible aprobación, encuentra sustento\nlegal en la normativa que se cita a continuación:\n\na. La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos establece, en su artículo 5, que \". En los servicios públicos\ndefinidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y tarifas.\"\nLos servicios públicos citados incluyen, en el inciso a) del mismo artículo, el\n\"Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión,\ndistribución y comercialización\".\n\nb. La norma vigente denominada \"Planeamiento, Operación y Acceso del\nSistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)\".\n\nc. La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c)\ndel Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de\nlos Servicios Públicos y su órgano desconcentrado se encuentra facultada para\ndictar y modificar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los\ndiversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance N° 13 a La\nGaceta N° 69, del 8 de abril de 2009 y sus reformas.\n\nDe conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la\nJunta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos es la\ncompetente para emitir y modificar las metodologías tarifarias de los servicios\npúblicos regulados, incluyendo la generación de electricidad, para lo cual\ndeberá seguir el procedimiento de audiencia pública, según lo dispuesto con el\nartículo 36 de la Ley 7593. El marco legal citado provee la base que faculta a\nla ARESEP para establecer y o modificar las metodologías regulatorias objeto de\neste informe.\n\n \n\n4. Objetivo y alcance\n\n4.1 Objetivo\n\nLos objetivos de la presente metodología son:\n\na. Definir el procedimiento de fijación tarifaria para establecer el\nprecio o cargo por acceso a las redes de distribución de generadores a pequeña\nescala para autoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con\nfundamento en la norma AR-NTPOASEN.\n\nb. Cumplir con lo dispuesto en la norma AR-NT-POASEN.\n\nc. Contar con procedimientos de cálculo de tarifas que sean claros y\nverificables.\n\nd. Salvaguardar los intereses del consumidor final mediante el\ncumplimiento del servicio al costo.\n\ne. Asegurar el equilibrio financiero del prestador del servicio público\nregulado.\n\n4.2 Alcance\n\nEl alcance de esta metodología está delimitada como sigue:\n\na. Se aplica en todo el territorio nacional.\n\nb. Se aplica para todas las empresas distribuidoras de electricidad.\n\nc. Se aplica para todos los generadores a pequeña escala.\n\nd. Se aplica tanto a las fijaciones de carácter ordinario como\nextraordinario, cuando corresponda.\n\n \n\n5. Metodología\n\n5.1 Requerimientos de información\n\nLa información requerida a las empresas distribuidoras de electricidad\npara el cálculo del precio o cargo por acceso, corresponde a la que utiliza la\nAutoridad Reguladora para la elaboración de los estudios tarifarios ordinarios\npara estas empresas. Todas las peticiones tarifarias realizadas por los\nprestadores del servicio deben cumplir con los requisitos de admisibilidad\nestablecidos mediante la resolución RRG-6570-2007, publicada en La Gaceta N°\n108 del 6 de junio de 2007.\n\nEn el caso de que la Autoridad Reguladora inicie el procedimiento para\nestablecer una fijación tarifaria de oficio, solicitará toda la información\npertinente a las empresas distribuidoras.\n\nLas empresas de distribución de energía eléctrica deberán remitir a la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos, anualmente a más tardar el 15\nde enero de cada año, la siguiente información impresa y en formato electrónico\ntotalmente editable con las fórmulas y enlaces correspondientes para cada\ngenerador a pequeña escala para autoconsumo (cuando así proceda):\n\nConsumo total de energía y potencia\n demandada mensual.\n\nConsumo de energía y demanda de potencia\n mensual de la red de distribución.\n\nAutoconsumo de energía y potencia\n demandada mensual.\n\nGeneración de energía y potencial máxima\n mensual que inyecta a la red de distribución.\n\nFacturación mensual del consumo.\n\nFacturación anual de la liquidación de\n excedentes.\n\nUbicación exacta.\n\nAdicionalmente, las empresas de distribución de energía eléctrica\ndeberán remitir a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, anualmente\na más tardar el 15 de enero de cada año, el detalle de todos y cada uno de los\ncostos en que han incurrido por la inserción de los generadores a pequeña\nescala para autoconsumo en la red correspondiente, la cual se debe presentar\npara cada abonado o usuario con generación para autoconsumo y la totalidad de\nestos. La información deberá ser presentada en forma impresa y en formato\nelectrónico totalmente editable con las fórmulas y enlaces.\n\nSi cualquiera de los días mencionados en los puntos anteriores no es\nhábil, se entenderá referido al día hábil inmediato anterior.\n\n5.2 Fórmula de precio o cargo por acceso\n\nSiguiendo el principio de servicio al costo, el precio o cargo por\nacceso contempla todos los costos necesarios para que el generador a pequeña\nescala tenga acceso a la red y esté continuamente (salvo fuerza mayor) en esta\ncondición, dada su categoría de productor en pequeña escala como de consumidor\nfinal.\n\nPara efectos de establecer el precio o cargo por acceso de un generador\na pequeña escala con la red de distribución se contemplaran los costos fijos\nasociados a los costos y gastos de operación de la actividad de distribución de\ncada uno de los operadores. Dichos costos son los que se obtienen del estado de\nresultados regulatorio, el cual es definido por la Autoridad Reguladora. La\ninformación para establecer estos estados de resultados regulatorios proviene\nde los estados financieros auditados presentados por las empresas. Es\nimportante aclarar que dentro de los costos fijos no se incorporan las compras\nde energía y potencia ni el peaje.\n\nLa tarifa de acceso será un pago que se realizará de forma mensual a la empresa distribuidora de\nenergía eléctrica em por parte del generador a pequeña escala i por cada unidad de energía consumida\n(kWh) que éste consuma independientemente del origen de la misma (generación propia autoconsumida o\nsuplida por la empresa distribuidora).\n\nDe esta manera, la tarifa de acceso, cuando existe un contrato vigente\nentre la empresa distribuidora de energía eléctrica em\ncon el generador a pequeña escala i, se calcula como sigue:\n\nDonde:\n\nt = Periodo en el que estará vigente el cargo o precio por acceso.\n\ni = Índice o identidad de usuario (mini o micro generador a pequeña\nescala).\n\ns =Sector tarifario (residencial, residencial horario, media tensión,\ngeneral, preferencial,\n\npromocional, etcétera).\n\nem = Empresa distribuidora\nde electricidad.\n\n=Tarifa de acceso mensual en colones del periodo t, para el usuario i\nperteneciente al sector tarifario s, conectado a la red de la empresa em.\n\n=Precio de acceso a la red en colones por KWh\npara el periodo t por empresa em (ver fórmula 2).\n\n=Consumo mensual real (kWh) del mes a\nfacturar del usuario i perteneciente al sector tarifario\n\ns, independientemente del origen de la misma (generación propia autoconsumida o\n\nsuplida por la empresa distribuidora).\n\n̅= Consumo prome dio simple real (kWh) de los últimos seis meses en los que haya consumido el\nusuario i perteneciente al sector tarifario s, independientemente del origen de\nla misma (generación propia autoconsumida o suplida\npor la empresa distribuidora).\n\nEl precio o cargo por acceso en colones por KWh\npara todo generador a pequeña escala se calcula de la siguiente manera:\n\nDonde:\n\nt = Periodo en el que estará vigente el cargo o precio por acceso.\n\n= Precio de acceso a la red en colones por KWh\npara el periodo t por empresa em.\n\n= Costos fijos de la actividad de distribución en colones obtenidos del\nestado de resultados regulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio\ntarifario del periodo en análisis, de la empresa em\n(Ver fórmula 3).\n\n = Ventas totales anuales de\nenergía reales, en kWh por empresa em, para los últimos 12 meses de información disponibles al\nmomento en que se realiza el estudio fijación tarifaria.\n\nA su vez, los costos fijos en colones para cada una de las empresas\ndistribuidoras de electricidad em se obtienen de la\nsiguiente manera:\n\nDonde:\n\n= Costos fijos de la actividad de distribución en colones obtenidos del\nestado de resultados regulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio\ntarifario del periodo en análisis, de la empresa em.\n\n= Total de costos y gastos de operación de la actividad de distribución\nen colones obtenidos del estado de resultados regulatorio anualizado (ER)\npertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis, de la empresa em.\n\n = Compras de energía y potencia de\nla actividad de distribución en colones obtenidos del estado de resultados\nregulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio tarifario del periodo en\nanálisis, de la empresa em.\n\n= Costo del peaje de trasmisión por las compras de energía de la actividad\nde distribución en colones obtenidos del estado de resultados regulatorio\nanualizado (ER) pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis, de\nla empresa em.\n\n5.3 Ajustes y revisiones de precios\n\nDe conformidad con la Ley 7593, los ajustes o revisiones del cargo o\nprecio por acceso pueden ser a petición de parte o de oficio. Con ese fin, se\nrevisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos los costos definidos en\nel cálculo de este precio o cargo, de acuerdo con el procedimiento descrito en\neste informe.\n\nEl precio o cargo por acceso para los años dos en adelante será el\npromedio móvil con periodicidad de cinco años. Es decir, para el año seis el\nprecio será el promedio simple de los precios de los años dos al sexto; para el\naño siete el precio será el promedio simple de los años tres al siete y así\nsucesivamente.\n\nPara el caso desde t=1 hasta n con n=5, la fórmula para calcular el\nprecio de acceso que aplica es la siguiente:\n\n (Fórmula 4)\n\nDonde:\n\nt = Periodo en el que estará vigente el cargo o precio de acceso\n\n= Precio de acceso a la red por KWh para el\nperiodo n de la empresa em.\n\n= Precio de acceso a la red por KWh para el\nperiodo t de la empresa em.\n\nn = 1, 2, 3, 4 y 5\n\n5.4 Aplicación por primera vez\n\nUna vez aprobada y publicada en La Gaceta la presente metodología, la\nIntendencia de Energía (IE) realizará de oficio en un plazo no mayor a los 30\ndías hábiles, la propuesta que será enviada a audiencia pública para la\ndeterminación del precio o cargo por acceso a la red de las empresas\ndistribuidoras de electricidad por parte de los generadores a pequeña escala.\nPara tales efectos se utilizará la información de Estados de Resultados de las\nempresas distribuidoras de los estudios tarifarios que se encuentren vigentes.\n\nAsí mismo, de oficio y en el mismo plazo, la IE elaborará los pliegos\ntarifarios exclusivos para los generadores a pequeña escala, dada la\nredistribución de gastos que se da como consecuencia del cálculo de la tarifa\nde acceso.\n\nPara la aplicación por primera vez, la fórmula 3 se sustituirá por la\nfórmula 8 siguiente, para las empresas en las cuales no se tenga por separado\nla actividad de generación de la actividad de distribución y para las cuales\ntengan incluidos los gastos financieros dentro de los costos y gastos,\ndefinidos en el estado de resultado regulatorio (ER):\n\nDonde:\n\n= Costos fijos de la actividad de distribución en colones obtenidos del\nestado de resultados regulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio\ntarifario del periodo en análisis, de la empresa em.\n\n = Total de costos y gastos de\noperación de la actividad de distribución en colones obtenidos del estado de\nresultados regulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio tarifario del\nperiodo en análisis, de la empresa em.\n\n= Compras de energía y potencia de la actividad de distribución en\ncolones obtenidos del estado de resultados regulatorio anualizado (ER)\npertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis, de la empresa em.\n\n= Costo del peaje de la actividad de distribución en colones obtenidos\ndel estado de resultados regulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio\ntarifario del periodo en análisis, de la empresa em.\n\n = Gastos totales de generación\nen colones obtenidos del estado de resultados regulatorio anualizado (ER)\npertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis, de la empresa em.\n\n= Gastos financieros en colones obtenidos del estado de resultados\nregulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio tarifario del periodo en\nanálisis, de la empresa em.\n\nLa aplicación por primera vez se realiza de esta manera debido a que\nalgunas de las empresas actualmente no tienen una fijación tarifaria separada\npara las actividades de generación y distribución, lo cual no sería posible en\nsucesivas fijaciones tarifarias, debido a que todas las peticiones tarifarias\ndeben presentarse por actividad según lo establecido en la resolución\nRIE-013-2014, publicada en el Alcance Digital N° 8 a la Gaceta N° 58, del día\n24 de marzo del 2014.\n\n(...)\"\n\nII. Tener como\nrespuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública realizada\nel 15 de diciembre del 2014, lo señalado en el Considerando I de la resolución\nque aquí se acuerda y agradecer la valiosa participación de todos en este\nproceso.\n\nEn cumplimiento de lo que ordena el artículo\n245 de la Ley General de la Administración Pública, contra la presente\nresolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual\ndeberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día\nsiguiente a la notificación, y el recurso extraordinario de revisión, el cual\ndeberá interponerse dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la\ncitada ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos, a quien corresponde\nresolverlos.\n\nRige a partir de su publicación en el diario\noficial La Gaceta.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Standard 021\n\n Methodology for setting the price or charge for access to the distribution\nnetworks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the national\nelectric system (SEN) based on standard AR-NT-ASEN\n\nComplete Text of record: 10AB1D\n\nREGULATORY AUTHORITY FOR PUBLIC SERVICES\n\n(This standard was repealed by\nresolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the access\ntariff to distribution networks by the producer-consumer\")\n\nRESOLUTION RJD-021-2015.\n\nSan José, at fifteen hours ten minutes on the twenty-sixth of February,\ntwo thousand fifteen.\n\nMETHODOLOGY FOR SETTING THE PRICE OR CHARGE FOR ACCESS TO THE\n\nDISTRIBUTION NETWORKS OF SMALL-SCALE GENERATORS FOR SELF-CONSUMPTION THAT\n\nARE INTEGRATED INTO THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM (SEN) BASED ON THE STANDARD\n\nAR-NT-POASEN\n\n____________________________________________________________________________OT-252-2014\n\nWHEREAS\n\nI. On December 21, 2001, the Regulador General, through resolution RRG-2439-2001, issued the technical standard called \"Quality in the Electricity Generation and Transmission Service AR-NTGT\" published in La Gaceta No. 5 of January 8, 2002 (OT-024-2000).\n\nII. On April 15, 2011, Directriz No. 14-MINAET, addressed to the members of the electricity subsector to incentivize the development of electricity generation systems with renewable energy sources on a small scale for self-consumption, was published in Alcance No. 22 to La Gaceta No. 74.\n\nIII. On September 18, 2013, the Regulador General, through memorandum 721-RG-2013, appointed \"the members of the Ad Hoc Commission that will be in charge of the review, updating, rethinking and/or modification of the Quality Standard for the Electricity Generation and Transmission Service (Standard AR-NT-GT)\".\n\nIV. On October 24, 2013, the Board of Directors, through agreement 09-75-2013 of ordinary session 75-2013, ordered \"To submit to the public hearing process the draft technical standard called Planning, Operation and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN)\" contained in official communication 1882-IE-2013 (Folios 1 through 68 of OT-342-2013).\n\nV. On December 12, 2013, the Board of Directors, through agreement 05-88-2013 of ordinary session 88-2013, ordered to resubmit to the public hearing process the proposed technical standard AR-NT-POASEN-2013, hereinafter POASEN. (Folios 1 through 72 of OT-370-2013).\n\nVI. On March 31, 2014, the Board of Directors, through agreement 01-19-2014, approved the technical standard called Planning, Operation and Access to the National Electric System AR-NT-POASEN, which in its chapter XII establishes the regulatory framework (technical, economic and tariff) for network access and integrated operation of small-scale generators for self-consumption with the National Electric System in the distribution stage.\n\nVII. On April 8, 2014, the technical standard called Planning, Operation and Access to the National Electric System AR-NT-POASEN was published in La Gaceta No. 69.\n\nVIII. On September 11, 2014, the Board of Directors, through agreement 06-53-2014, ordered the submission to public hearing of the proposed modification \"Planning, Operation and Access to the National Electric System AR-NT-POASEN\".\n\nIX. On September 26, 2014, the Board of Directors, through agreement 06-56-2014, ordered the submission to public hearing of the proposed \"Methodology for setting the settlement price for energy delivered to the National Electric System (SEN), by micro and mini generators adhering to the POASEN Standard\".\n\nX. On October 1, 2014, the call for a public hearing was published in La Gaceta No. 188 for the knowledge of the proposed standards: \"Supervision of the installation and equipment of electrical service connections (AR-NT-SUINAC-2014)\", \"Supervision of the use, operation and control of electrical energy meters and verification laboratories (AR-NT-SUMEL)\" and modification of the standard: \"Planning, Operation and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN)\", processed in files OT-211-2014, OT-210-2014 and OT-213-2014, respectively.\n\nXI. On October 2, 2014, the Regulador General, through official communication 731-RG-2014, and in accordance with the provisions of the new Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority for Public Services and its Deconcentrated Bodies-RIOF-, in particular articles 9, 16, 17, 19 and 21, appointed the members of the Autonomous Ad Hoc Commission that will be in charge of the proposed setting of the price or charge for access to the national distribution network for small-scale generators for self-consumption that join the National Electric System (SEN) based on standard AR-NT-POASEN.\n\nXII. On October 6, 2014, through official communication 744-RG-2014, the members of the commission indicated in official communication 731-RG-2014 were appointed.\n\nXIII. On October 10, 2014, the Intendente de Energía, through official communication 1373-IE-2014, forwarded to the Ad-Hoc Commission named through official communication 731-RG-2014, the criteria of the distribution companies on interconnection and access tariffs for small-scale generation, opinions issued by six of the eight electric companies: Coopeguanacaste R.L. (official communication COOPEGTE GG 634), Coopesantos R.L. (official communication CSGG-267-2014), Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (official communication GG-767-2014-R), Junta Administrativa de Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (official communication GG-650-2014), Coopelesca (official communication Coopelesca-926-2014) and Coopealfaroruiz R.L. (without official communication number), all received on October 10 at Aresep. Additionally and for the matter at hand, the Ad-Hoc Commission gathered from the Intendencia de Energía the official communications issued by the Compañía Nacional de Fuerza y Luz (official communication 2001-635-2014) and the Instituto Costarricense de Electricidad (official communication 0510-1397-2014), also received on October 10, 2014.\n\nXIV. On October 17, 2014, the Ad-Hoc Commission sent to the Regulador General, the \"Proposed Methodology for Setting the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on Standard AR-NT-POASEN\".\n\nXV. On October 30, 2014, the Board of Directors of Aresep, through agreement 04-64-2014 of ordinary session 64-2014, agreed among other things \"To submit to the public hearing process the \"Proposed Methodology for Setting the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on Standard AR-NT-POASEN\" (.).\" (folios 01 to 13).\n\nXVI. On November 17, 2014, the call for the public hearing was published in La Gaceta No. 221 and on November 20, 2014 in the newspapers La Nación and La Extra (folios 17 and 18).\n\nXVII. On December 15, 2014, the public hearing was held in the Aresep auditorium, interconnected by video-conference system with the Tribunales de Justicia of the centers of: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón and Puntarenas; additionally, said hearing was conducted in person in the parish hall of Bribrí, Limón, Talamanca; in which 11 positions were received and 10 were admitted from: Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, Purasol Vida Natural Sociedad de Responsabilidad Limitada, Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L., Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L., ASI Power & Telemetry S.A., Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., Instituto Costarricense de Electricidad, Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. and Hipower Systems S.A. (folios 21 to 62, 70 to 87 and 94 to 148 of OT-252-2014).\n\nXVIII. On February 20, 2015, the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, through criterion 144-DGAJR-2015, recommended to the Board of Directors: \"1. To submit to the knowledge and discussion of the Board of Directors the proposal for \"Methodology for setting the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on standard AR-NT-POASEN\", forwarded by the ad hoc commission through official communication 01-CAAGD-2015. 2. To consider that should the substantial fundamental changes identified in the methodology proposal forwarded by the ad hoc commission through official communication 01-CAAGD-2015 be maintained, this must be resubmitted to a public hearing, in accordance with the provisions of articles 9 of the Political Constitution and 36 of Law 7593.\". (Not recorded in the case file of OT-252-2014).\n\nXIX. On February 26, 2015, the Ad Hoc Commission, through official communication 02-CAAGD-2015, forwarded to the Secretariat of the Board of Directors the final report of the \"Methodology for setting the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on standard AR-NT-POASEN\", through which the observations of official communication 144-DGAJR-2015 are incorporated. (Not recorded in the case file of OT-252-2014).\n\nWHEREAS\n\nI. Regarding the oppositions and supporting arguments (coadyuvancias) presented at the public hearing, from official communication 02-CAAGD-2015 of February 26, 2015, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n\"(...)\n\n1. Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, legal identification card 3-010-108233, represented by Mr. Erick Rojas Salazar, identification number 107760168, in his capacity as General Manager (folios 70 to 77).\n\n1.1 The methodology proposal must clarify that the network access charge does not include the cost of energy and power that the user must continue to pay in accordance with the tariffs in force according to their type of connection.\n\nThe methodology is clear in that the costs contemplated are (section 5.2, folio 09) \"the fixed costs associated with the operating costs and expenses of the distribution activity of each of the operators\"; in addition, it is indicated that \".within the fixed costs, purchases of energy and power or tolls are not incorporated\"; and it is mentioned that \"IE will prepare the exclusive tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators, given the redistribution of expenses that occurs as a consequence of the calculation of the access tariff\". Thus, the network access charge does not include the cost of energy and power that the subscriber or user with small-scale generation eventually requires from the distribution company; these will be billed according to the tariffs set by the Intendencia de Energía for this type of user.\n\n1.2 Regarding the information requirements, it must be clarified whether it is information for each generator.\n\nIndeed, the information requested is for each one of the small-scale generators, as established by the methodology in point 5.1, folio 09:\n\n\".corresponding for each small-scale generator for self-consumption\".\n\n1.3 Regarding the information requirements, a more precise definition of the terms used must be made.\n\nThe concepts used in the requested information are those commonly used in the electricity sector and in the tariff settings carried out by the Regulatory Authority, so it is considered that it does not require further elaboration; however, certain variables are detailed.\n\n1.4 It must be clarified whether it is a price or a charge.\n\nFor this particular case, they are considered synonyms, given that the title of the methodological proposal indicated that it is for setting the price or charge for access.\n\n1.5 Transmission and distribution losses must be subtracted from total sales, since these correspond to variable costs.\n\nThe variable considered in the calculations is total sales (formula 2, section 5.2, folio 10), which does not include losses.\n\n1.6 It is considered unnecessary to apply the moving average procedure for years two and onwards.\n\nThe argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a specific period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would be applied until the second tariff setting and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to implement the guidelines of the POASEN standard, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n1.7 If the moving average is maintained, it must be considered that the denominator of formula 4 and following defines a different number for each year, and as the years pass, the denominator of the formula becomes larger, which means it will not be a real average of the prices of the last 5 years, but rather as the years pass, starting from year 6, the price would decrease. The foregoing violates the principle of service at cost.\n\nAs with position 1.6, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a specific period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would be applied until the second tariff setting and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to implement the guidelines of the POASEN standard, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n1.8 It is not clear what would happen with said average if at an intermediate moment an update of the price is carried out, either ex officio or at the request of a party. Therefore, the moving average procedure must be eliminated. As with positions 1.6 and 1.7, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a specific period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would be applied until the second tariff setting and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to implement\n\nthe guidelines of the POASEN standard, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n1.9 It must be clarified what is meant by \"tariff studies that are in force (estudios tarifarios que se encuentren vigentes)\" since tariff studies do not have a validity period.\n\nIt refers to the report or technical study that serves as support for the resolution that results in the current tariff schedule (pliego tarifario).\n\n1.10 It must be clarified if the Income Statements are the audited ones, as indicated in a preceding section.\n\nIt refers to the regulatory income statements, as indicated in the methodology on folio 09 of file OT-252-2014: \"Said costs are those obtained from the regulatory income statement, which is defined by the Regulatory Authority\". These regulatory statements are derived from the financial statements, which may be audited or certified, as established by the Intendencia de Energía in the ordinary study.\n\n1.11 It must be clarified what is meant by \"IE will prepare the exclusive tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators\", that this document refers to a methodology to set, on an ordinary basis, a charge or \"price\" for access to the distribution network and that therefore, the final result is a charge or \"price\" per distribution company.\n\nDue to the way the charge or access price is defined in this methodology, in which only fixed charges are incorporated, it is necessary to set a differentiated price schedule (pliego de precios) for small-scale subscribers for each of the distribution companies. That is, a tariff schedule (pliego tarifario) is required to establish the prices of energy and power (for those users with a maximum demand charge) that the user requires based on the variable costs and the profitability of the service. It is to this tariff schedule (pliego tarifario) that the text indicated in the first paragraph of section 5.4, folio 12, refers.\n\n1.12 For the distribution system of the companies, the exclusion of financial expenses may make sense, insofar as said cost is recognized through the average debt rate; however, in this case profitability is not considered, so financial expenses must be included for all companies within the fixed costs of the distribution activity included in formula 8.\n\nAll the costs of the distribution company are covered; the fixed costs through the access tariff and the variable costs and profitability through the specific tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators.\n\n2. Purasol Vida Natural Sociedad de Responsabilidad Limitada, represented by Mr. Pierre Kevin Alexandre Lambot, residence card number 105600021913, in his capacity as General Manager with powers of absolute proxy (apoderado generalísimo) without limit of sum.\n\n2.1 \"ARESEP proposes to charge users for the energy injected into the SEN, as well as the energy produced and consumed directly in the building. This does not seem fair to me. Solar panels are, in this case, a consumption reduction system. A user cannot be charged for energy that is not consumed from the SEN. In practice, it would be like penalizing users who are conscious of the need to reduce their electrical consumption.\"\n\nThe system is currently dimensioned to provide the user with the total energy and power required, and it must also have or maintain the capacity to satisfy those energy and power requirements at the moment they are demanded. Therefore, the user has to pay the fixed costs of the system.\n\n2.2 \"In the formula for calculating the tariff, I recognize the expenses due to the transmission of energy in the distribution lines but I do not see any factor regarding the positive effect of injecting energy during peak hours.\"\n\nThis matter is outside the scope of this methodology, whose objective is to define the tariff-setting procedure to establish the price or charge for access to the distribution networks, not the tariffs for energy sales.\n\n2.3 \"Case 1 (.) The best part of the country's electrical installations are already paid for. So a user with solar panels would not have to pay more than the interconnection tariff expense. Case 2 An electricity distribution company that still has infrastructure investments to pay (in the form of financing). By using the infrastructure, a new user with solar panels would have to participate in these investments. ARESEP would have to develop a formula to divide only these expenses among all users based solely on the energy used.\"\n\nThe regulatory income statements contemplate the necessary costs and only these to provide the service under certain quality standards, following the criteria established by Law 7593.\n\nThe system is currently dimensioned to provide the user with the total energy and power required, and it must also have or maintain the capacity to satisfy those energy and power requirements at the moment they are demanded. Therefore, every user of the distribution network, regardless of whether or not they consume energy from said network, must pay the fixed costs of the system.\n\n3. Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L., legal identification number 3-004-045202, represented by Mr. Miguel Ángel Gómez Corea, identity card number 502230027, in his capacity as general manager with powers of absolute proxy (apoderado generalísimo).\n\n3.1 The methodology proposal must clarify that the network access charge does not include the cost of energy and power that the user must continue to pay in accordance with the tariffs in force according to their type of connection.\n\nThe methodology is clear in that the costs contemplated are (section 5.2, folio 09) \"the fixed costs associated with the operating costs and expenses of the distribution activity of each of the operators\"; in addition, it is indicated that \".within the fixed costs, purchases of energy and power or tolls are not incorporated\"; and it is mentioned that \"IE will prepare the exclusive tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators, given the redistribution of expenses that occurs as a consequence of the calculation of the access tariff\". Thus, the network access charge does not include the cost of energy and power that the subscriber or user with small-scale generation eventually requires from the distribution company; these will be billed according to the tariffs set by the Intendencia de Energía for this type of user.\n\n3.2 Regarding the information requirements, it must be clarified whether it is information for each generator.\n\nIndeed, the information requested is for each one of the small-scale generators, as established by the methodology in point 5.1, folio 09:\n\n\".corresponding for each small-scale generator for self-consumption\".\n\n3.3 Regarding the information requirements, a more precise definition of the terms used must be made.\n\nThe concepts used in the requested information are those commonly used in the electricity sector and in the tariff settings carried out by the Regulatory Authority, so it is considered that it does not require further elaboration; however, certain variables are detailed.\n\n3.4 It must be clarified whether it is a price or a charge.\n\nFor this particular case, they are considered synonyms, given that the title of the methodological proposal indicated that it is for setting the price or charge for access.\n\n3.5 Regarding average consumption: \"The electricity market depends on economic activities, and many companies have seasonal production, that is, they only use electrical energy during a few months of the year. We ask the regulator how to solve the problem of seasonality in energy consumption for certain economic activities.\"\n\nAccess is a charge that is collected regardless of whether or not energy is consumed, as these are the fixed costs that the company has to pay.\n\nThe definition of 𝐶𝑃𝑖,𝑠 ̅̅̅̅̅̅ clearly indicates that the average of the last six months in which there was consumption must be considered.\n\n3.6 The fixed cost must include, as part of the access tariff, the development return (rédito para el desarrollo), to compensate the company for the return on past, present, and future investments.\n\nAll the costs of the distribution company are covered; the fixed costs through the access tariff and the variable costs and profitability through the specific tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators.\n\n3.7 Transmission and distribution losses must be subtracted from total sales, since these correspond to variable costs.\n\nThe variable considered in the calculations is total sales (formula 2, section 5.2, folio 10), which does not include losses.\n\n3.8 It is considered unnecessary to apply the moving average procedure for years two and onwards.\n\nThe argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a specific period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would be applied until the second tariff setting and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to implement the guidelines of the POASEN standard, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n3.9 If the moving average is maintained, it must be considered that the denominator of formula 4 and following defines a different number for each year, and as the years pass, the denominator of the formula becomes larger, which means it will not be a real average of the prices of the last 5 years, but rather as the years pass, starting from year 6, the price would decrease. The foregoing violates the principle of service at cost.\n\nAs with position 3.8, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a specific period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would be applied until the second tariff setting and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to implement the guidelines of the POASEN standard, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n3.10 It is not clear what would happen with said average if at an intermediate moment an update of the price is carried out, either ex officio or at the request of a party. Therefore, the moving average procedure must be eliminated.\n\nAs with positions 3.8 and 3.9, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a specific period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would be applied until the second tariff setting and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to implement the guidelines of the POASEN standard, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n3.11 It must be clarified what is meant by \"tariff studies that are in force (estudios tarifarios que se encuentren vigentes)\" since tariff studies do not have a validity period.\n\nIt refers to the report or technical study that serves as support for the resolution that results in the current tariff schedule (pliego tarifario).\n\n3.12 It must be clarified if the Income Statements are the audited ones, as indicated in a preceding section.\n\nIt refers to the regulatory income statements, as indicated in the methodology on folio 09 of file OT-252-2014: \"Said costs are those obtained from the regulatory income statement, which is defined by the Regulatory Authority\". These regulatory statements are derived from the financial statements, which may be audited or certified, as established by the Intendencia de Energía in the ordinary study.\n\n3.13 It must be clarified what is meant by \"IE will prepare the exclusive tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators\", that this document refers to a methodology to set, on an ordinary basis, a charge or \"price\" for access to the distribution network and that therefore, the final result is a charge or \"price\" per distribution company.\n\nDue to the way the charge or access price is defined in this methodology, in which only fixed charges are incorporated, it is necessary to set a differentiated price schedule (pliego de precios) for small-scale subscribers for each of the distribution companies. That is, a tariff schedule (pliego tarifario) is required to establish the prices of energy and power (for those users with a maximum demand charge) that the user requires based on the variable costs and the profitability of the service. It is to this tariff schedule (pliego tarifario) that the text indicated in the first paragraph of section 5.4, folio 12, refers.\n\n3.14 For the distribution system of the companies, the exclusion of financial expenses may make sense, insofar as this cost is recognized through the average debt rate. However, in this case, profitability is not considered, so financial expenses must be included for all companies within the fixed costs of the distribution activity included in formula 8.\n\nAll costs of the distribution company are covered: fixed costs through the access tariff (tarifa de acceso), and variable costs and profitability through the specific tariff schedules (pliegos tarifarios) for small-scale generators.\n\n4. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), legal identification number 3-004-045117, represented by Omar Miranda Murillo, general manager, identification number 501650019.\n\n4.1 The methodology proposal must clarify that the network access charge does not include the cost of energy and power that the user must continue paying in accordance with the tariffs in force according to their connection type.\n\nThe methodology is clear that the costs contemplated are (section 5.2, folio 09) \"the fixed costs associated with the operating costs and expenses of the distribution activity of each of the operators\"; it is also indicated that \"...within the fixed costs, purchases of energy and power, nor tolls (peaje), are incorporated\"; and it is mentioned that \"the IE will prepare the exclusive tariff schedules for small-scale generators, given the redistribution of expenses that occurs as a consequence of the calculation of the access tariff.\" In this way, the network access charge does not include the cost of energy and power that the subscriber or user with small-scale generation may eventually require from the distribution company; these will be billed according to the tariffs set by the Intendencia de Energía for this type of users.\n\n4.2 Regarding the information requirements, it must be clarified whether this refers to information for each generator.\n\nIndeed, the requested information is for each of the small-scale generators, as established by the methodology in point 5.1, folio 09: \"...corresponding for each small-scale generator for self-consumption (autoconsumo).\"\n\n4.3 Regarding the information requirements, a more precise definition of the terms used should be made.\n\nThe concepts used in the required information are those commonly used in the electricity sector and in the tariff settings carried out by the Regulatory Authority, for which reason it is considered that no further elaboration is needed; however, certain variables are detailed.\n\n4.4 It must be clarified whether it is a price or a charge.\n\nFor this particular case, they are considered synonyms, given that the title of the methodological proposal indicated that it is for setting the price or charge for access.\n\n4.5 Transmission and distribution losses must be subtracted from total sales, since these correspond to variable costs.\n\nThe variable considered in the calculations is total sales (formula 2, section 5.2, folio 10), which does not include losses.\n\n4.6 Applying the moving average procedure for year two onwards is considered unnecessary.\n\nThe argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n4.7 If the moving average is maintained, it must be considered that the denominator of formula 4 and subsequent formulas defines a different number for each year, and as the years go by, the denominator of the formula becomes larger, which means that it will not be a real average of the prices of the last 5 years; rather, as the years pass, starting from year 6, the price would decrease. The foregoing violates the principle of service at cost.\n\nAs with position 4.6, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n4.8 It is not clear what would happen with said average if, at an intermediate moment, a price update is carried out, either ex officio or at the request of a party. Therefore, the moving average procedure must be eliminated.\n\nAs with positions 4.6 and 4.7, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n4.9 It must be clarified what is meant by \"tariff studies that are in force\" since tariff studies do not have a validity period.\n\nIt refers to the report or technical study that serves as the basis for the resolution resulting in the current tariff schedule (pliego tarifario).\n\n4.10 It must be clarified whether the Income Statements are the audited ones, as indicated in a preceding section.\n\nIt refers to the regulatory income statements, as indicated in the methodology on folio 09 of file OT-252-2014: \"These costs are those obtained from the regulatory income statement, which is defined by the Regulatory Authority.\" These regulatory statements are derived from the financial statements, which may be audited or certified, as established by the Intendencia de Energía in the ordinary study.\n\n4.11 It must be clarified what is meant by \"the IE will prepare the exclusive tariff schedules for small-scale generators,\" that this document refers to a methodology for ordinarily setting a charge or \"price\" for access to the distribution network, and that, therefore, the final result is a charge or \"price\" per distribution company.\n\nDue to the way the access charge or price is defined in this methodology, in which only fixed charges are incorporated, it is necessary to set a differentiated price schedule for small-scale subscribers for each of the distribution companies. That is, a tariff schedule is required to establish the energy and power prices (for those users with a maximum demand charge) that the user requires, based on the variable costs and the profitability of the service. It is this tariff schedule to which the text indicated in the first paragraph of section 5.4, folio 12 refers.\n\n4.12 For the distribution system of the companies, the exclusion of financial expenses may make sense, insofar as this cost is recognized through the average debt rate. However, in this case, profitability is not considered, so financial expenses must be included for all companies within the fixed costs of the distribution activity included in formula 8.\n\nAll costs of the distribution company are covered: fixed costs through the access tariff, and variable costs and profitability through the specific tariff schedules for small-scale generators.\n\n5. ASI Power & Telemetry S.A., legal identification number 3-101-498793, represented by Mr. James Denis Ryan, holder of passport number 442560436 (folios 46 to 52).\n\n5.1 \"(.) ARESEP is in charge of protecting consumers; on the issue of distributed private generation, on a small scale, ARESEP seems to have abandoned the consumer, as well as the policies established by the government to promote renewable energy generation and carbon neutrality.\"\n\nAmong the objectives of Aresep established in article 4, subsection b of Law 7593, it is indicated: \"To seek a balance between the needs of users and the interests of public service providers,\" which is the daily work of the institution. Additionally, for the setting of tariffs and prices (article 31 of Law 7593), energy conservation and economic efficiency, as defined in the National Development Plan, are central elements.\n\n5.2 \"(.) the complexity, bureaucracy, and unnecessary associated costs that ARESEP has introduced stifle possible distributed generation projects. This will undoubtedly serve the interests of the distribution companies, but at the same time, it practically eliminates the viability of the smaller, marginal economic projects.\"\n\nAmong the objectives of Aresep established in article 4, subsection b of Law 7593, it is indicated: \"To seek a balance between the needs of users and the interests of public service providers,\" which is the daily work of the institution.\n\n5.3 \"(.) ARESEP has truly unleashed a creative demon in the generation of bureaucracy by proposing that each distributor must provide detailed usage, generation, and cost information for each individual generator.\"\n\nThe collection of information on small-scale generation is of utmost importance for Aresep, because it is required to know the access capacity of the different distribution circuits for distributed generation in accordance with the provisions of article 125 of the POASEN Standard, as well as for decision-making and to safeguard the interests of users. Additionally, this information allows understanding the behavior of the market in general, and not of a particular user, and the benefits and costs of its incorporation into the electrical system.\n\n5.4 \"(.) risk to privacy.\"\n\nThe information that Aresep makes available to the general public or to interested parties will not be specific or individualized by client, nor identifiable.\n\n5.5 \"ARESEP does not collect or store this type of information in an individually recognizable and detailed form about any other class of client of any other public service it regulates. (.) I believe this VERY SENSITIVE information is not necessary, as it will not be used properly, and most importantly, it will not be adequately protected.\"\n\nThe collection of information on small-scale generation is of utmost importance for Aresep, because it is required to know the access capacity of the different distribution circuits for distributed generation in accordance with the provisions of article 125 of the POASEN Standard, as well as for decision-making and to safeguard the interests of users. Additionally, this information allows understanding the behavior of the market in general, and not of a particular user, and the benefits and costs of its incorporation into the electrical system. Furthermore, according to article 24 of Law 7593 on the provision of information, it is indicated: \"At the request of the Regulatory Authority, the regulated entities shall supply reports, data, copies of files, and any other electronic or written means where financial, accounting, economic, statistical, and technical information related to the provision of the public service they provide is stored. For the exclusive fulfillment of its functions, the Regulatory Authority shall have the power to inspect and register the legal and accounting books, vouchers, reports, equipment, and facilities of the providers.\"\n\nThe information that Aresep makes available to the general public or to interested parties will not be specific or individualized by client, nor identifiable.\n\n5.6 \"(.) The rest of the world is moving at a real pace towards renewable and solar generation, in particles. But ARESEP's actions are totally retrograde and destructive for our nation's economy, our environment, and our society's stated goals of carbon reduction and energy independence.\"\n\nAmong the objectives of Aresep established in article 4, subsection b of Law 7593, it is indicated: \"To seek a balance between the needs of users and the interests of public service providers,\" which is the daily work of the institution. Additionally, for the setting of tariffs and prices (article 31 of Law 7593), energy conservation and economic efficiency, as defined in the National Development Plan, are central elements.\n\n6. Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., legal identification number 3-101-000046, represented by Mr. Víctor Solís Rodríguez, identification number 203330624, in his capacity as general attorney-in-fact without limit of sum (folios 21 to 38).\n\n6.1 The cut-off date for the annual information must be clarified, since if it refers to the month of December, a longer period should be given to generate all the required information.\n\nThe required information must be as up-to-date as possible and must be available on the requested date, due to the deadlines defined in the current methodology and in the methodologies related to it.\n\n6.2 The cut-off date for the annual information must be clarified, since if it refers to the month of December, a longer period should be given to generate all the required information, because by that date the Companies' Financial Statements would not be ready.\n\nThe required information must be as up-to-date as possible and must be available on the requested date, due to the deadlines defined in the current methodology and in the methodologies related to it.\n\n6.3 Using the regulatory income statement from the current tariff study as a basis harms the distribution companies, since it will consider costs lower than those incurred.\n\nIf the electricity distribution companies comply with the provisions of article 30 of Law 7593 regarding the submission of an ordinary study at least once a year, they should not be harmed by the use of the current tariff study.\n\n6.4 It does not contemplate whether there is any appeal regarding the same tariff study, and therefore another calculation mechanism must be used.\n\nTo calculate the access tariff, the current tariff study established by the Intendencia de Energía will be used. Against this setting, the remedies of reconsideration and appeal may be filed in due course, as established in articles 343 and following of the General Public Administration Law. Under the assumption that the appeals are accepted or rejected, it will be the Intendencia de Energía—who resolves the reconsideration remedy—or the Board of Directors—who resolves the appeal remedy—who, upon resolving them respectively, decide whether or not a new result is obtained that would be the one used to set the tariffs, and whether another calculation mechanism must be used, which must be submitted to the public hearing process in accordance with the provisions of articles 30 and 36 of Law 7593.\n\n6.5 The use of moving averages is not clear, since the five-year information does not specify whether it refers to audited, current, or tariff-based Financial Statements, and whether it refers to expense information adjusted by ARESEP.\n\nThe argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n7. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Ms. María Gabriela Sánchez Rodríguez, identification number 107960417, in her capacity as special administrative attorney-in-fact (folios 39 to 43).\n\n7.1 Correct the proposal for information requirements, clarifying that for each small-scale generator for self-consumption, corresponding to the case of clients who bill only energy, whose service characteristics allow bidirectional measurement, only the information related to energy will be delivered, namely, total energy, net energy, energy delivered, and energy received monthly.\n\nThe requested information is subject to the type of user receiving the service, so for a small-scale generator that does not consume power, it is not appropriate to include power information. The words \"when applicable\" are added in section 5.1, third paragraph.\n\n7.2 If the obligation of the distribution companies to deliver demand information is maintained, it is requested that the Regulator expressly establish in the methodology the obligation of small-scale generators to implement, at their own cost, a measurement system that allows obtaining the demand information required in the methodology.\n\nThe requested information is subject to the type of user receiving the service, so for a small-scale generator that does not consume power, it is not appropriate to include power information. The words \"when applicable\" are added in section 5.1, third paragraph.\n\n8. Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago, represented by Mr. Juan Antonio Solano Ramírez, identification number 106890115, official communication GG-849-2014 (folios 44 to 45).\n\n8.1 The access charge indicates that it is based on distribution costs without purchases from ICE (generation and transmission), but it does not clearly detail the matter of including fixed commercialization costs as well as the associated administrative expenses.\n\nThe methodology is clear in indicating that it is based on all fixed costs and clarifies that the costs not included are those for energy and power, nor tolls, as mentioned on folio 09 of file OT-252-2014: \"the fixed costs associated with the operating costs and expenses of the distribution activity of each of the operators... within the fixed costs, purchases of energy and power, nor tolls, are incorporated.\"\n\n8.2 If the charge is based on distribution, why is energy transmission excluded, which is also an activity with assets available to operate when the self-generator requires it?\n\nTransmission costs are a variable cost; for this reason, they are not incorporated into the access tariff. These transmission costs are those found in the variable costs part of the specific tariff schedules for small-scale generators.\n\n8.3 The billing for this service will imply a double record of consumption (from the distribution network and from self-generation), meaning that not only will the implementation of a second meter imply an investment in equipment, but the reading would also be duplicated, as well as the billing, and these costs cannot be charged to all customers in total; rather, they should be identified as an additional surcharge to the tariff.\n\nThe additional expenses incurred due to small-scale generation with self-consumption are an information requirement, as established by the methodology: \"Additionally, the electric energy distribution companies must send to the Regulatory Authority of Public Services, annually no later than January 15 of each year, the detail of each and every one of the costs they have incurred due to the insertion of small-scale generators for self-consumption into the corresponding network, which must be presented for each subscriber or user with generation for self-consumption and the totality of these,\" as indicated in section 5.1, folio 09. The foregoing is established for the purpose of having a separation of the additional costs incurred for these users.\n\n8.4 The definition of an average distribution cost penalizes the social effect that residential or preferential subscribers receive with their current final tariffs, so it should be analyzed whether it should be calculated separately by tariff.\n\nAmong the objectives of Aresep established in article 4, subsection b of Law 7593, it is indicated: \"To seek a balance between the needs of users and the interests of public service providers,\" which is the daily work of the institution.\n\nWith the methodological proposal, no cross-subsidy is established; small-scale generators must continue paying for the available infrastructure in the same way as regular subscribers.\n\n8.5 That a reasonable implementation period for this methodology be defined, since it should also include aspects such as improvements to the reading, billing, and collection system.\n\nThe POASEN standard was published in La Gaceta No. 69 on April 8, 2014, indicating technical aspects that must be incorporated into the system for the purpose of carrying out small-scale generation.\n\n9. Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.: Represented by Mr. Allan Benavides Vílchez, identification card number 401021032 (folios 53 to 62).\n\n9.1 The methodology proposal must clarify that the network access charge does not include the cost of energy and power that the user must continue paying in accordance with the tariffs in force according to their connection type.\n\nThe methodology is clear that the costs contemplated are (section 5.2, folio 09) \"the fixed costs associated with the operating costs and expenses of the distribution activity of each of the operators\"; it is also indicated that \"...within the fixed costs, purchases of energy and power, nor tolls, are incorporated\"; and it is mentioned that \"the IE will prepare the exclusive tariff schedules for small-scale generators, given the redistribution of expenses that occurs as a consequence of the calculation of the access tariff.\" In this way, the network access charge does not include the cost of energy and power that the subscriber or user with small-scale generation may eventually require from the distribution company; these will be billed according to the tariffs set by the Intendencia de Energía for this type of users.\n\n9.2 Regarding the information requirements, it must be clarified whether this refers to information for each generator.\n\nIndeed, the requested information is for each of the small-scale generators, as established by the methodology in point 5.1, folio 09: \"...corresponding for each small-scale generator for self-consumption.\"\n\n9.3 Regarding the information requirements, a more precise definition of the terms used should be made.\n\nThe concepts used in the required information are those commonly used in the electricity sector and in the tariff settings carried out by the Regulatory Authority, for which reason it is considered that no further elaboration is needed; however, certain variables are detailed.\n\n9.4 It must be clarified whether it is a price or a charge.\n\nFor this particular case, they are considered synonyms, given that the title of the methodological proposal indicated that it is for setting the price or charge for access.\n\n9.5 Transmission and distribution losses must be subtracted from total sales, since these correspond to variable costs.\n\nThe variable considered in the calculations is total sales (formula 2, section 5.2, folio 10), which does not include losses.\n\n9.6 Applying the moving average procedure for year two onwards is considered unnecessary.\n\nThe argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n9.7 If the moving average is maintained, it must be considered that the denominator of formula 4 and subsequent formulas defines a different number for each year, and as the years go by, the denominator of the formula becomes larger, which means that it will not be a real average of the prices of the last 5 years; rather, as the years pass, starting from year 6, the price would decrease. The foregoing violates the principle of service at cost.\n\nAs with position 9.6, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n9.8 It is not clear what would happen with said average if, at an intermediate moment, a price update is carried out, either ex officio or at the request of a party. Therefore, the moving average procedure must be eliminated.\n\nAs with positions 9.6 and 9.7, the argument is accepted. On the understanding that the information used is that which best reflects the costs of that period, the Regulatory Authority will be setting a price or charge for access for a determined period, in compliance with the principle of service at cost indicated in articles 3 and 31 of Law 7593. However, given that what is being proposed would apply only until the second tariff setting, and in order for tariffs to be set in the short term with this methodology to make the guidelines of the POASEN standard effective, it is not considered necessary at this time to modify or eliminate the moving average part of section 5.3. This modification or elimination of this section will be proposed as a modification to the present methodology in an immediate timeframe.\n\n9.9 It must be clarified what is meant by \"tariff studies that are in force.\"\n\nIt refers to the report or technical study that serves as the basis for the resolution resulting in the current tariff schedule.\n\n9.10 It must be clarified whether the Income Statements are the audited ones, as indicated in a preceding section.\n\nIt refers to the regulatory income statements, as indicated in the methodology on folio 09 of file OT-252-2014: \"These costs are those obtained from the regulatory income statement, which is defined by the Regulatory Authority.\" These regulatory statements are derived from the financial statements, which may be audited or certified, as established by the Intendencia de Energía in the ordinary study.\n\n· It must be clarified what is meant by \"the IE will prepare the exclusive tariff schedules for small-scale generators,\" that this document refers to a methodology for ordinarily setting a charge or \"price\" for access to the distribution network, and that, therefore, the final result is a charge or \"price\" per distribution company.\n\nBecause of the way the access charge or price is defined in this methodology, in which only fixed charges are incorporated, it is necessary to set a differentiated price schedule for small-scale customers for each of the distribution companies. That is, a tariff schedule is required to establish the energy and power prices (for those users with a maximum demand charge) that the user requires, based on the variable costs and the profitability of the service. It is to this tariff schedule that the text indicated in the first paragraph of section 5.4, folio 12, refers.\n\n9.11 For the distribution system of the companies, the exclusion of financial expenses may make sense, insofar as said cost is recognized through the average debt rate. However, in this case profitability is not considered, so financial expenses must be included for all companies within the fixed costs of the distribution activity included in formula 8.\n\nAll costs of the distribution company are covered: fixed costs through the access tariff and variable costs and profitability through the specific tariff schedules for small-scale generators.\n\n10. Hipower Systems S.A., legal identification number 3-101-631185, represented by Mr. Federico Varela Herrera, identification number 202370663.\n\n10.1 \"in the interest of 'harmonizing the interests of consumers, users, and providers of public services, as well as seeking a balance between the needs of users and the interests of public service providers,' tariffs of an annual fixed charge for network access are considered, proportional to the size of the installed solar system in KW, maintenance costs, and billing.\"\n\nNo technical criteria are provided regarding the reasons why the tariff should be set in proportion to the size of the installed system. For this reason, this position is not accepted.\n\n10.2 \"Fixed charge for the bidirectional meter, initial inspection, and supervision of the installation to comply with the quality requirements established by Standard AR-NT-POASEN.\"\n\nThis is included in the \"Proposal for the Methodology for Setting the Price or Basic Charge for Interconnection of Small-Scale Generators for Self-Consumption with the National Electric System (SEN) based on Standard POASEN\", according to OT-253-2014.\n\n10.3 \"That said charges be established in consultation with all interested parties, including distribution companies, user-generators for self-consumption, MINAE, and Acesolar (Costa Rican Solar Energy Association).\"\n\nBoth the methodology and its application are submitted to a public hearing so that anyone with a legitimate interest may present their opposition or support, in accordance with the procedure established in Article 36 of Law 7593.\n\n(...)\"\n\nII. That in accordance with the findings of fact (resultandos) and recitals (considerandos) that precede and according to the merit of the case file, the appropriate course is: 1- To approve the \"Methodology for setting the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on standard AR-NT-POASEN\", 2- To consider as a response to the opponents who participated in the public hearing held on December 15, 2014, what is indicated in Recital I of this resolution and to thank everyone for their valuable participation in this process.\n\nIII. That in session 08-2015 of February 26, 2015, the Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services, based on the proposal of the Ad Hoc Commission of February 26, 2015, through official communication 02-CAAGD-2015, as well as official communication 144-DGAJR-2015 of February 20, 2015, agreed, among other things and with firm effect:\n\nTHEREFORE:\n\nBased on the powers conferred in Law No. 7593 and its amendments, in the General Law of Public Administration No. 6227, in Executive Decree No. 29732-MP, which is the Regulation to Law No. 7593, and in the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Body.\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS OF THE REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES\n\nRESOLVES\n\nI. To approve the \"Methodology for setting the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on standard AR-NT-POASEN\", presented according to the official communication issued by the Ad Hoc Commission on February 26, 2015, through official communication 02-CAAGD-2015, as detailed below:\n\n\"(...)\n\n3. Legal Framework\n\nThe methodological proposal and its possible approval find legal support in the regulations cited below:\n\na. Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services establishes, in its Article 5, that \". In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs.\" The cited public services include, in subsection a) of the same article, the \"Supply of electrical energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization\".\n\nb. The current standard called \"Planning, Operation, and Access of the National Electric System (AR-NT-POASEN)\".\n\nc. The Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services, pursuant to the provisions of Article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its deconcentrated body, is empowered to issue and modify the regulatory methodologies to be applied in the various markets. Said regulation was published in Supplement No. 13 to La Gaceta No. 69, of April 8, 2009, and its amendments.\n\nIn accordance with the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services is competent to issue and modify the tariff methodologies of regulated public services, including electricity generation, for which it must follow the public hearing procedure, as provided in Article 36 of Law 7593. The cited legal framework provides the basis that empowers ARESEP to establish and/or modify the regulatory methodologies that are the subject of this report.\n\n4. Objective and Scope\n\n4.1 Objective\n\nThe objectives of this methodology are:\n\na. Define the tariff-setting procedure to establish the price or charge for access to the distribution networks of small-scale generators for self-consumption that are integrated into the National Electric System (SEN) based on standard AR-NT-POASEN.\n\nb. Comply with the provisions of standard AR-NT-POASEN.\n\nc. Have tariff calculation procedures that are clear and verifiable.\n\nd. Safeguard the interests of the final consumer through compliance with service at cost.\n\ne. Ensure the financial equilibrium of the regulated public service provider.\n\n4.2 Scope\n\nThe scope of this methodology is delimited as follows:\n\na. It applies throughout the national territory.\n\nb. It applies to all electricity distribution companies.\n\nc. It applies to all small-scale generators.\n\nd. It applies to both ordinary and extraordinary rate settings, when applicable.\n\n5. Methodology\n\n5.1 Information Requirements\n\nThe information required from the electricity distribution companies for the calculation of the access price or charge corresponds to what the Regulatory Authority uses for the preparation of the ordinary tariff studies for these companies. All tariff requests made by service providers must meet the admissibility requirements established through resolution RRG-6570-2007, published in La Gaceta No. 108 of June 6, 2007.\n\nIn the event that the Regulatory Authority initiates the procedure to establish an ex officio tariff setting, it will request all pertinent information from the distribution companies.\n\nThe electricity distribution companies must submit to the Regulatory Authority of Public Services, annually no later than January 15 of each year, the following information in printed form and in fully editable electronic format with the corresponding formulas and links for each small-scale generator for self-consumption (when applicable):\n\n| --- | --- |\n| Total monthly energy and power demand consumption. | |\n| Monthly energy and power demand consumption from the distribution network. | |\n| Monthly self-consumed energy and power demand. | |\n| Maximum monthly energy generation and power injected into the distribution network. | |\n| Monthly billing for consumption. | |\n| Annual billing for the settlement of surplus energy (excedentes). | |\n| Exact location. | |\n\nAdditionally, the electricity distribution companies must submit to the Regulatory Authority of Public Services, annually no later than January 15 of each year, the detail of each and every cost they have incurred due to the insertion of small-scale generators for self-consumption into the corresponding network, which must be presented for each customer or user with generation for self-consumption and for all of them. The information must be presented in printed form and in fully editable electronic format with formulas and links.\n\nIf any of the days mentioned in the previous points is not a business day, it shall be understood to refer to the immediately preceding business day.\n\n5.2 Access Price or Charge Formula\n\nFollowing the principle of service at cost, the access price or charge contemplates all costs necessary for the small-scale generator to have access to the network and to be continuously (except for force majeure) in this condition, given its category as a small-scale producer and as a final consumer.\n\nFor the purpose of establishing the access price or charge for a small-scale generator to the distribution network, the fixed costs associated with the operating costs and expenses of the distribution activity of each of the operators will be considered. Said costs are those obtained from the regulatory income statement (estado de resultados regulatorio), which is defined by the Regulatory Authority. The information to establish these regulatory income statements comes from the audited financial statements presented by the companies. It is important to clarify that energy and power purchases and the transmission toll (peaje) are not incorporated into the fixed costs.\n\nThe access tariff will be a payment made monthly to the electricity distribution company em by the small-scale generator i for each unit of energy consumed (kWh) that it consumes, regardless of its origin (own self-consumed generation or supplied by the distribution company).\n\nThus, the access tariff, when there is a current contract between the electricity distribution company em and the small-scale generator i, is calculated as follows:\n\nWhere:\n\nt = Period during which the access charge or price will be in effect.\n\ni = Index or identity of the user (small-scale mini or micro generator).\n\ns = Tariff sector (residential, hourly residential, medium voltage, general, preferential, promotional, etc.).\n\nem = Electricity distribution company.\n\n= Monthly access tariff in colones for period t, for user i belonging to tariff sector s, connected to the network of company em.\n\n= Network access price in colones per kWh for period t for company em (see formula 2).\n\n= Actual monthly consumption (kWh) for the billing month of user i belonging to tariff sector s, regardless of its origin (own self-consumed generation or supplied by the distribution company).\n\n= Simple actual average consumption (kWh) of the last six months in which user i belonging to tariff sector s has consumed, regardless of its origin (own self-consumed generation or supplied by the distribution company).\n\nThe access price or charge in colones per kWh for every small-scale generator is calculated as follows:\n\nWhere:\n\nt = Period during which the access charge or price will be in effect.\n\n= Network access price in colones per kWh for period t for company em.\n\n= Fixed costs of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em (See formula 3).\n\n= Total actual annual energy sales, in kWh, for company em, for the last 12 months of information available at the time the tariff-setting study is carried out.\n\nIn turn, the fixed costs in colones for each of the electricity distribution companies em are obtained as follows:\n\nWhere:\n\n= Fixed costs of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Total operating costs and expenses of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Energy and power purchases of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Cost of the transmission toll (peaje de trasmisión) for the energy purchases of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n5.3 Price Adjustments and Reviews\n\nIn accordance with Law 7593, adjustments or reviews of the access charge or price may be at the request of a party or ex officio. To that end, all costs defined in the calculation of this price or charge will be reviewed—and, when applicable, updated—in accordance with the procedure described in this report.\n\nThe access price or charge for year two onwards will be the moving average with a five-year periodicity. That is, for year six, the price will be the simple average of the prices from years two to six; for year seven, the price will be the simple average of years three to seven, and so on.\n\nFor the case from t=1 to n with n=5, the formula for calculating the applicable access price is the following:\n\n(Formula 4)\n\nWhere:\n\nt = Period during which the access charge or price will be in effect\n\n= Network access price per kWh for period n of company em.\n\n= Network access price per kWh for period t of company em.\n\nn = 1, 2, 3, 4, and 5\n\n5.4 First-Time Application\n\nOnce this methodology is approved and published in La Gaceta, the Energy Administration (Intendencia de Energía, IE) shall, ex officio and within a period not exceeding 30 business days, prepare the proposal that will be sent to a public hearing for the determination of the price or charge for access to the network of the electricity distribution companies by small-scale generators. For such purposes, the information from the Income Statements (Estados de Resultados) of the distribution companies from the tariff studies that are in effect will be used.\n\nLikewise, ex officio and within the same period, the IE shall prepare the exclusive tariff schedules for small-scale generators, given the redistribution of expenses that occurs as a consequence of the calculation of the access tariff.\n\nFor the first-time application, formula 3 will be replaced by the following formula 8, for companies in which the generation activity is not separated from the distribution activity and for those that have financial expenses included within the costs and expenses defined in the regulatory income statement (ER):\n\nWhere:\n\n= Fixed costs of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Total operating costs and expenses of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Energy and power purchases of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Cost of the toll (peaje) of the distribution activity in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Total generation expenses in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\n= Financial expenses in colones obtained from the annualized regulatory income statement (ER) belonging to the tariff study of the period under analysis, for company em.\n\nThe first-time application is carried out in this manner because some of the companies currently do not have separate tariff settings for the generation and distribution activities, which would not be possible in successive tariff settings, because all tariff requests must be presented by activity as established in resolution RIE-013-2014, published in Digital Supplement No. 8 to La Gaceta No. 58, of March 24, 2014.\n\n(...)\"\n\nII. To consider as a response to the opponents who participated in the public hearing held on December 15, 2014, what is indicated in Recital I of the resolution agreed upon here and to thank everyone for their valuable participation in this process.\n\nIn compliance with the provisions of Article 245 of the General Law of Public Administration, against this resolution, the ordinary remedy of reinstatement or reconsideration is available, which must be filed within a period of three days counted from the day following notification, and the extraordinary remedy of review, which must be filed within the periods indicated in Article 354 of the cited law. Both remedies must be filed before the Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services, which is responsible for resolving them.\n\nIt takes effect as of its publication in the official gazette La Gaceta." }