ACOPE Asociación Costarricense de Productores de Energía

Transcripción

1 ACOPE Asociación Costarricense de Productores de Energía POSICIÓN Audiencia Pública Del 12/11/2013 Expediente: ET REFERENCIA: Propuesta de fijación tarifaria de oficio según el Modelo de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE.

2 Sr. Dennis Meléndez H. Regulador General Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos San José, Costa Rica Estimado señor Meléndez: El suscrito, Mario Alvarado Mora, mayor de edad, casado una vez, portador de la cédula de identidad número cuatro ciento veintinueve seiscientos cuarenta, ingeniero civil, vecino de Heredia, con facultades suficientes para este acto y en representación de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de persona jurídica según certificación de personería jurídica que acompaña al presente escrito, con interés legítimo en este proceso, comparezco en el presente procedimiento de fijación tarifaria para establecer la posición de mi representada, la cual procedo a realizar a continuación. Atenderé notificaciones al fax o al correo electrónico: alyvisa@acope.com. Atentamente, Mario Alvarado Mora Director Ejecutivo Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) - II -

3 ÍNDICE GENERAL ÍNDICE GENERAL... III ANTECEDENTES... 4 LA PROPUESTA DE LA ARESEP EN EL EXPEDIENTE ET I. EL DETALLE DEL COSTO DE EXPLOTACIÓN (CA)... 6 AJUSTE DE TARIFA POR INDEXACIÓN COSTO ANUAL DE EXPLOTACIÓN (CA) OTROS FACTORES (XU, FP, KE) CÁLCULO DE TARIFA DE REFERENCIA FACTOR AMBIENTAL PETITORIA NOTIFICACIONES ANEXOS ANEXO 1. CERTIFICACIÓN DE PERSONERÍA Y CÉDULA JURÍDICA VIGENTES III -

4 ANTECEDENTES La Resolución RJD , publicada en La Gaceta N 109 del lunes 7 de junio del 2010, contiene la Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Dicha metodología señala en el punto 6.2. Criterios para los ajustes tarifarios, lo siguiente: Cada revisión tarifaria comprende la actualización de todos los componentes del modelo tarifario (I, Ca, Xu, ke y Fp), según la última información disponible y siguiendo las metodologías y fórmulas establecidas en las secciones 2 y 3. Si no es posible obtener información actualizada de las variables Ca o I, estas se podrán actualizar de acuerdo con los índices de precios al productor, local e internacional respectivamente, según la siguiente fórmula de ajuste: Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) I n = I n-1 * (IPPUSAn/IPPUSAn-1) En donde: Can = Costo anual de explotación actualizado. Can-1 = Costo anual de explotación del periodo anterior. In = Inversión actualizada. In-1 = Inversión del periodo anterior. IPPICRn = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual IPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior. IPPUSAn = Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América actual IPPUSAn-1 = Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América del periodo anterior. Las fuentes oficiales de estos índices serán respectivamente: Adicionalmente, y con base en esta metodología, la resolución RIE , publicada en La Gaceta N 129, del 5 de julio del 2013, pp.28-31, determinó: II. Fijar las tarifas para los generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) siguientes: Página 4

5 Para plantas hidroeléctricas existentes: Página 5

6 LA PROPUESTA DE LA ARESEP EN EL EXPEDIENTE ET La propuesta de la ARESEP se establece en el informe técnico 1864-IE Se proponen básicamente cambios en el costo de explotación debido a que se indexa con el Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) de Costa Rica (sin combustibles). Además actualiza el costo de inversión y la rentabilidad. Mantiene el valor del factor de planta y de antigüedad usados en la RIE i. El detalle del costo de explotación (Ca) Cabe señalar que, según se desprende del expediente digital ET , archivo de Excel titulado Archivo (ET ) Aplicación RJD Suerkata_Recurso, extraído de la carpeta 00926_00926, se utilizó el siguiente procedimiento para determinar los costos de operación 1 : Se tomó una muestra de los costos operativos del año 2011 de diez centrales hidroeléctricas, de la cual se excluyeron dos centrales, dado que estaban fuera del rango determinado por el costo promedio ± 1 desviación estándar. 1 Identificados como Ca en el modelo que actualiza las tarifas, determinado por la fórmula: T = ((Ca/Xu)+(I*Xu*Ke))/(8760*Fp) Página 6

7 PLANTA Potencia (MW) 2011 /kw-año Fuera de Rango TRES RIOS X VARA BLANCA EL ANGEL A_ECHANDI X CUBUJUQUI TORO_I SIGIFREDO SOLIS SANDILLAL LA_GARITA PEÑAS_B Posteriormente, se actualizaron dichos costos a enero del año 2011, utilizando el siguiente índice de precios: Producer Price Index-Commodities Original Data Value Series Id: Not Seasonally Adjusted Group: Item: Base Date: Years: WPU0543 Fuels and related products and power Industrial electric power to 2013 De esta manera, obtuvo un costo de operación promedio de $120, que fue el que se utilizó para determinar una tarifa de referencia de $ por kwh. Página 7

8 PLANTA Potencia (MW) Peso relativo % 2011 $/kw-año 2013 $/kw-año Peso Relativo % * 2013 $/kw-año VARA BLANCA 2.7 1% EL ANGEL 3.9 2% CUBUJUQUI % TORO_I % SIGIFREDO SOLIS % SANDILLAL % LA_GARITA % PEÑAS_B % % En la Convocatoria a Audiencia Pública bajo el expediente ET , la Autoridad Reguladora utiliza el siguiente procedimiento: Toma la misma muestra utilizada en la resolución RIE , publicada en La Gaceta N 129, del 5 de julio del 2013, para determinar el costo de operación promedio de centrales hidroeléctricas existentes, a saber: PLANTA Potencia (MW) Peso relativo % Enero 2013 $/kw-año Enero 2013 /kw-año Agosto 2013 /kw-año Agosto 2013 $/kw-año Peso Relativo % * 2013 $/kw-año VARA BLANCA 2.7 1% ,188 54, EL ANGEL 3.9 2% ,517 51, CUBUJUQUI % ,673 40, TORO_I % ,412 71, SIGIFREDO SOLIS % ,522 64, SANDILLAL % ,860 63, LA_GARITA % ,211 62, PEÑAS_B % ,783 57, % ,521 58, Adicionalmente, los costos operativos en dólares, a enero 2013, los multiplica por el tipo de cambio de compra promedio diario de dicho mes. El resultado obtenido se multiplica por la variación de precios del Índice de Precios del Productor Industrial sin combustible (IPPI) entre el 31 de enero y el 31 de agosto del Por último, para convertir dichas cifras de nuevo a dólares, las divide entre el tipo de cambio de venta promedio diario del mes de agosto. Página 8

9 Por último, multiplica los costos operativos por el peso relativo de la potencia de cada planta, de modo que se obtiene un costo de operación promedio ponderado en la fecha de actualización del modelo tarifario. Página 9

10 AJUSTE DE TARIFA POR INDEXACIÓN En la aplicación de los ajustes periódicos a las tarifas de plantas existentes con contrato bajo la Ley 7200, la resolución RJD indica en su parte considerativa lo siguiente: III. Que del oficio 207-DEN-2010/42336 del 16 de abril del 2010, que sirve de sustento a esta resolución, conviene extraer las siguientes conclusiones: 14. El cálculo de las tarifas se actualizará todos los años, iniciando el procedimiento a partir del primer día hábil del mes de octubre, aplicándose la fórmula vigente y revisando todas las variables, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios señalados en las secciones anteriores. IV. Que en respuesta a los principales argumentos de las posiciones y oposiciones formuladas dentro de los autos, se indica lo siguiente, con la salvedad de que los argumentos o referencias a cifras o números concretos se analizaran en la determinación de la tarifa respectiva y no en la definición del modelo, lo cual es el objetivo de la presente resolución. 2. Instituto Costarricense de Electricidad (folios 42-47). Los principales argumentos son: g. Se aclare lo siguiente sobre las revisiones anuales: i. La oportunidad en que la ARESEP llevaría a cabo las revisiones anuales de la tarifa. Durante los primeros días de cada año? En forma simultánea con la aplicación del ajuste automático de precios? Es necesario que se aclare este punto. h. En caso de que se realicen en oportunidades diferentes, El nivel se actualizará considerando solamente los parámetros señalados o se tomarán en cuenta también las variaciones en los índices considerados en la fórmula de ajuste automático? Se aclara que las revisiones tarifarias se realizarán anualmente, iniciando el primer día hábil de octubre, con base en la determinación de nuevos costos con base en muestras (benchmarking) o con base en indexaciones, cuando no se obtenga información de Página 10

11 algunas variables de costo. En cada oportunidad se ajustará el modelo de costos en todas las variables relevantes. La propuesta final del modelo aclara las dudas planteadas en este caso. En la aplicación de los ajustes periódicos a las tarifas de plantas existentes con contrato bajo la Ley 7200, la resolución RJD indica en su parte resolutiva lo siguiente: 6. APLICACIÓN DE LOS AJUSTES PERIÓDICOS 6.1. Periodicidad de los ajustes Después de la fijación inicial que se realizará de seguido a la aprobación de esta metodología, la actualización de las tarifas se realizará anualmente, iniciando el procedimiento a partir del primer día hábil del mes de octubre de todos los años, aplicándose las fórmulas y metodologías vigentes y revisando todos los cinco componentes del modelo, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios señalados en las secciones anteriores Criterios para los ajustes tarifarios Cada revisión tarifaria comprende la actualización de todos los componentes del modelo tarifario (I, Ca, Xu, ke y Fp), según la última información disponible y siguiendo las metodologías y fórmulas establecidas en las secciones 2 y 3. Si no es posible obtener información actualizada de las variables Ca o I, estas se podrán actualizar de acuerdo con los índices de precios al productor, local e internacional respectivamente, según la siguiente fórmula de ajuste: Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) I n = I n-1 * (IPPUSAn/IPPUSAn-1) En donde: Can = Costo anual de explotación actualizado. Can-1 = Costo anual de explotación del periodo anterior. In = Inversión actualizada. Página 11

12 In-1 = Inversión del periodo anterior. IPPICRn = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual IPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior. IPPUSAn = Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América actual IPPUSAn-1 = Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América del periodo anterior. Las fuentes oficiales de estos índices serán respectivamente: Con base en la indicación establecida por la resolución RJD la actualización de las tarifas se realizará anualmente, iniciando el procedimiento a partir del primer día hábil del mes de octubre de todos los años, aplicándose las fórmulas y metodologías vigentes y revisando todos los cinco componentes del modelo, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios señalados en las secciones anteriores. De esta manera y para ser consistentes con la indicación de la resolución así como con la actualización de sus parámetros por medio de la indexación todos los cálculos en esta posición se establecen para el mes de agosto del Costo anual de explotación (Ca) El procedimiento utilizado por la ARESEP para el cálculo del costo de explotación emplea unos datos de costos de operación de partida, a enero 2013, previamente indexados con el índice de precios WPU0543, los traslada a colones, le aplica el IPPI del período y los vuelve a convertir a dólares. Con el objetivo de mantener la consistencia metodológica en el tratamiento de los datos, es necesario que se tomen como base los costos operativos en dólares del año 2011 (en algunos Página 12

13 proyectos el valor promedio y en otros el valor a diciembre del 2011) que especifican las resoluciones RÏE y RIE y se proceda a aplicar el procedimiento propuesto para esta Audiencia Pública, basado en la resolución RJD , que contiene la Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), en su punto 6.2. De esta manera no se mezcla la indexación mediante el índice de precios WPU procedimiento señalado en la convocatoria a Audiencia. con el Cabe señalar que la utilización del Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) de Costa Rica está acorde con la metodología referida, contenida en la resolución RJD Precisamente, en atención de esta resolución es que es metodológicamente correcto hacer el ajuste por índice utilizando el IPPI desde el 2011 hasta agosto del En la propuesta que hace la Autoridad Reguladora, los costos operativos en dólares, a enero 2013, los multiplica por el tipo de cambio de compra promedio diario de dicho mes. El resultado obtenido se multiplica por la variación de precios del Índice de Precios del Productor Industrial sin combustible (IPPI) entre el 31 de enero y el 31 de agosto del Por último, para convertir dichas cifras de nuevo a dólares, las divide entre el tipo de cambio de venta promedio diario del mes de agosto. En procura de la transparencia y la simplificación metodológica, se debe utilizar una misma modalidad de tipo de cambio (de compra o venta), pero no mezclar ambas, en la conversión de dólares a colones y viceversa. 2 Existe una aplicación incorrecta en la actualización de ese valor si se parte de los datos calculados a enero del Esto debido a que el tramo del año 2011 hasta enero del 2013 ha sido actualizado con un índice no aplicable y que no está contenido en la metodología. Página 13

14 Para el año 2011 el promedio de compra, según el tipo de cambio diario del BCCR fue de 500,30 colones por dólar (aplicable a las plantas Vara Blanca, El Ángel y Sigifredo Solís de la muestra). Para el mes de diciembre del 2011, el promedio de compra, según el tipo de cambio diario del BCCR fue de 499,81 colones por dólar (aplicable a las plantas de la muestra Toro 1, Sandillal, La Garita y Peñas Blancas). Para el mes de enero del 2013, el promedio de compra, según el tipo de cambio diario del BCCR fue de 495,34 colones por dólar (aplicable a la planta Cubujuquí que forma parte de la muestra). Para el mes de agosto del 2013, el promedio de compra, según el tipo de cambio diario del BCCR fue de 493,14 colones por dólar. Todo visualizado en el siguiente cuadro: El IPPI-CR del promedio para el año 2011 al mes de agosto del año 2013 tuvo una variación de 6,57 %. El IPPI-CR de diciembre del año 2011 al mes de agosto del año 2013 tuvo una variación de 4, 69 %. El IPPI-CR de enero del año 2013 al mes de agosto del año 2013 tuvo una variación de 1,03 %. Todo visualizado en el siguiente cuadro: Página 14

15 Con la aplicación correcta de la metodología el costo de explotación es de US$ 130,26/kW-año, como se puede apreciar en el cuadro siguiente: 2. Otros factores (Xu, Fp, Ke) El factor de antigüedad o vida remanente promedio (Xu), el factor de planta (Fp) y la rentabilidad (Ke) quedan con los mismos valores que han sido propuestos por la ARESEP en el documento técnico 1864-IE-2013, y se aplica al cálculo final usando el valor correspondiente con dos decimales. 3. Cálculo de tarifa de referencia Con base en la estimación de los parámetros indicados en el presente documento, el cálculo de la tarifa de referencia se logra sustituyendo los valores en la siguiente forma: Página 15

16 Donde: TR = Tarifa de referencia en US $ / KWh. C a = Costo anual de explotación, en US$ / (KW*año), Benchmark I = Valor de reemplazo actualizado de la Inversión (US$ / KW), Benchmark F p = factor de planta (%). Benchmark. K e = costo de capital propio (% / año). Calculado por ARESEP con el CAPM. X = factor de antiguedad TR C a I K e F p X u US$ / kwh US$ / kw*año US$ / kw % / año % Adimensional 0, , ,00 8,22% 58,71% 0,64 Como consecuencia la tarifa de referencia ajustada a agosto del 2013 es de: $0,0693 por KWh Página 16

17 FACTOR AMBIENTAL La Autoridad Reguladora ha diseñado y aprobado metodologías de fijación de tarifas de electricidad con base en el enfoque de industria modelo. Sin embargo ha pospuesto indefinidamente la definición del factor ambiental como parte de esas metodologías, a pesar de que su ley así lo demanda, y de que lo ha reconocido desde hace varios años en resoluciones de su Junta Directiva. La ley 7593 indica en su artículo 31 lo siguiente: Ley 7593, Artículo 31. Fijación de tarifas y precios: Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios. Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público. La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente. Página 17

18 De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables: a) Garantizar el equilibrio financiero. b) El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean reglamentados. c) La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales. Este artículo de la ley de la ARESEP indica expresamente que el criterio de sostenibilidad ambiental, deberá ser uno de los elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, y además que al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los costos y servicios ambientales. Adicionalmente en la resolución RJD la ARESEP define los factores que componen la propuesta tarifaria, incluyendo el factor ambiental, de la siguiente forma 7. El modelo se desarrolló con parámetros de la industria de algunos países de Centroamérica y algunos casos específicos de Costa Rica, y la rentabilidad se calculó de acuerdo con la metodología del CAPM, establecida por la ARESEP en modelos similares, actualizando los respectivos parámetros. La propuesta metodológica define la tarifa como el resultado final del algoritmo que incluye los costos de explotación (CE), la recuperación de la inversión (depreciación) (RI), la rentabilidad (r) y un factor ambiental (fa). Fuente: RJD , La Gaceta No. 168 del 1 de setiembre del 2011, pág. 57 (considerandos) Página 18

19 La ARESEP admite la necesidad de establecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos como se desprende del siguiente texto: El factor ambiental: La ARESEP está de acuerdo con establecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos. La legislación lo permite y es recomendable desde el punto de vista técnico. Sin embargo, para este reconocimiento es necesario formular una metodología concreta, bien fundamentada, que deberá someterse al trámite previsto en la legislación (audiencia pública). Se espera que en el corto plazo se inicie un procedimiento separado para incorporar el componente ambiental en la tarifa de generación privada con plantas hidroeléctricas, en el marco de la Ley Nº Fuente: RJD , La Gaceta No. 168 del 1 de setiembre del 2011, pág. 59 (considerandos) Además la ARESEP establece instrucciones para que la propuesta de factor ambiental se defina e incluya en la tarifa VI. En sesión extraordinaria , del 8 de agosto del 2011, cuya acta fue ratificada el 10 de agosto del 2011; la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, resolvió por mayoría: 1) Acoger en todos sus extremos, el oficio 122-CDR-2011 del 05 de agosto del ) Establecer el modelo para la determinación de tarifas de referencia de generación eléctrica privada para plantas hidroeléctricas nuevas. 3) Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando V de la presente resolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso. 4) Instruir al Centro de Desarrollo de la Regulación para que elabore y someta a conocimiento de esta Junta Directiva, una propuesta de metodología para determinar el factor ambiental a la brevedad posible, tal y como se dispone. Fuente: RJD , La Gaceta No. 168 del 1 de setiembre del 2011, pág. 67 (considerandos) Página 19

20 Es importante resaltar que la ARESEP, desde el mes de mayo de 2011 (ver expediente OT , folios 613 a 662), conocía de propuestas para la estimación del factor ambiental aplicado específicamente a las tarifas de generación eléctrica, como se revela en el siguiente apartado: VII. Que mediante oficio HPSA-C , de 19 de mayo del 2011, Hidroeléctrica Platanar S.A. planteó una propuesta de Factor Medioambiental para los Modelos Tarifarios de Generación Hidroeléctrica. (Folios 613 a 664) Fuente: RJD , La Gaceta No. 168 del 1 de setiembre del 2011, pág. 51 (resultando) La ARESEP resuelve aprobar la metodología para la fijación tarifaria de generación eléctrica incluyendo el factor ambiental, como se observa en la parte resolutiva de la RJD : Formulación general del modelo CE+CFC+fa=IR (Ecuación 1) En donde: CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la rentabilidad (r). Así, CFC = RI + r RI = Recuperación de la inversión (depreciación) r = Rentabilidad sobre la inversión fa = Factor ambiental total o unitario Página 20

21 IR = Ingresos requeridos, que son el resultado de multiplicar la tarifa p por las ventas de energía E, es decir, IR = p x E p = Tarifa de venta E = Ventas (cantidad de energía) Fuente: RJD , La Gaceta No. 168 del 1 de setiembre del 2011, pág. 67 y 68 (Por tanto) Incluso la ARESEP aclara que el costo ambiental forma parte integral del precio final, e indica la ruta para su tramitación: El costo ambiental estaría incorporado en el precio determinado por la fórmula general, pasando a formar parte integral del precio final. La aprobación del mecanismo y metodología correspondiente al componente ambiental componente ambiental, así como su respectivo monto, deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia pública). Fuente: RJD , La Gaceta No. 168 del 1 de setiembre del 2011, pág. 68 (Por tanto) Sin embargo ya han pasado más dos años desde que se emitió esta resolución y todavía no se efectúa el llamado a audiencia pública para establecer la metodología de cálculo para fijar el valor del factor ambiental. La definición de la metodología para el cálculo del factor ambiental ya tiene años de atraso, a pesar de que la ARESEP dijo que esperaba, en el corto plazo, el inicio de un procedimiento separado para incorporar el componente ambiental; a pesar de que existen propuestas (como la presentada por la Empresa Hidroeléctrica Platanar SA) que permitían iniciar esta discusión desde hace más de dos años; y a pesar de las exigencias que establece el artículo 31 de la ley Página 21

22 Se solicita a la ARESEP que cumpla con las indicaciones establecidas en la resolución RJD y en el artículo 31 de la ley 7593, e inicie de inmediato el procedimiento de convocatoria y realización de audiencia pública para la metodología de cálculo del factor ambiental. Página 22

23 PETITORIA En virtud de las anteriores consideraciones de hecho y de derecho formalmente solicito que esta entidad reguladora resuelva y declare lo siguiente: I. Que la ARESEP tome como base los costos operativos en dólares del año 2011 que especifica la resolución RIE y les aplique el procedimiento señalado en la Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), en su punto 6.2. II. III. IV. Que la ARESEP utilice un mismo tipo de cambio (de compra o venta), pero no mezclar ambos, en la conversión de dólares a colones y viceversa. Que la ARESEP calcule la tarifa correspondiente tomando en cuenta las observaciones previas. Para la fecha de presentación de esta posición el valor actualizado es de $0,0693 por KWh. Que la ARESEP cumpla con las indicaciones establecidas en en el artículo 31 de la ley 7593, y aplique el cálculo del factor ambiental en las fijaciones tarifarias. Página 23

24 NOTIFICACIONES Atenderemos notificaciones en el fax y en el caso de error en la comunicación, de forma subsidiaria en el correo electrónico alyvisa@acope.com. San José, 12 de noviembre del Procédase de conformidad. Mario Alvarado Mora Director Ejecutivo Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE). Página 24

25 ANEXOS Expediente ET

26 Anexo 1. Certificación de Personería y cédula jurídica vigentes.