La industria eléctrica tuvo poco desarrollo durante el año 2000. Sin embargo, en lo que respecta a la regulación del sector si se avanzó en la dirección trazada en años anteriores. En ese sentido se impulsaron los procesos de convergencia y simplificación tarifaria, se avanzó hacia la separación, para efectos de análisis, de las etapas que componen el suministro del servicio, la racionalización y transparencia de los subsidios y sobre todo en cuanto al énfasis en los aspectos relacionados con la calidad del servicio. En lo que respecta a este último punto, cabe mencionar que la Autoridad Reguladora le llamó la atención al ICE debido a la vulnerabilidad del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

• Con la participación en los eventos internacionales, donde se expusieron las experiencias que se han tenido otros países con las reformas en el sector eléctrico, se confirmó la duda acerca de que en el mediano o en el largo plazo los cambios que se han dado tengan resultados favorables para el desarrollo del mercado eléctrico.
• Debido a las características propias del sistema eléctrico, como por ejemplo la construcción de centrales hidroeléctricas que tardan, en promedio, diez años en ejecutarse o el desarrollo de los mercados mayoristas, cuyos resultados se pueden observar después de cinco años de operación, es que se pueden determinar los efectos de los cambios practicados y eso es lo que ocurre ahora cuando se están dando a conocer los efectos, nada alentadores, de las reformas que se dieron desde hace varios años en los países de la región.

Al comparar el proyecto de ley de modernización del ICE que se presentó en la Asamblea Legislativa con la experiencia obtenida en los países del área, donde se dieron las reformas en el sector eléctrico, se puede determinar que el mismo contenía serias contradicciones en cuanto al tipo de mercado eléctrico que se pretendía desarrollar, a la vez carecía de un adecuado y completo marco jurídico que definiera correctamente la participación de todos los implicados, carecía de una sólida respuesta a la responsabilidad de suplir la oferta de electricidad que requiere satisfacer el constante crecimiento de la demanda de electricidad y principalmente, carecía de un marco apropiado para limitar los problemas de poder y participación de mercado, integración vertical y de condiciones económicas tarifarias, inconvenientes que juntos o individualmente han provocado verdaderos problemas y amenazas en otras partes del continente y que hasta han hecho colapsar a los sistemas. Igualmente el fallido proyecto tenía serios defectos y omisiones regulatorias.

La industria de energía eléctrica de nuestro país, a pesar de haberse visto amenazada por un cambio legal que afectaba principalmente la etapa de distribución, no presentó en el 2000 cambios importantes en la estructura de cada una de las etapas que la componen: generación, transmisión y distribución.

Esta etapa es la quizá tuvo un mayor desarrollo en este sector debido a la entrada en operación de nuevos proyectos para generación de electricidad, principalmente la puesta en marcha de la Planta Hidroeléctrica Angostura, la más grande del país, que aprovecha las aguas del río Reventazón y que tiene una potencia instalada de 177 MW.

Al finalizar el año, la potencia instalada en nuestro país era de 1706 MW; el 81% pertenece al ICE, el 5% a la CNFL, el 2% a las otras empresas generadoras (ESPH, Coopelesca y JASEC) y un 12% a los generadores privados (véase Cuadro 2). Esta potencia se incrementó en un 14% con respecto a 1999, debido a la entrada de la planta geotérmica Miravalles III (27,5 MW), la planta hidroeléctrica La Esperanza (5 MW) y el proyecto hidroeléctrico de Angostura (177 MW).

Por otra parte, de la potencia instalada un 72% está constituida por centrales hidroeléctricas, el 17% por térmicas, el 8% por geotérmicas y el 3% por eólicas (véase Gráfico 3). El complejo Arenal-Corobicí-Sandillal representa el 30% de la capacidad hidroeléctrica del país y el 21% de la potencia total instalada.

La generación nacional creció a una tasa del 11% en el período 1999-2000. La producción hidroeléctrica del ICE creció en un 13%: tanto en el complejo Arenal-Corobicí-Sandillal como en las plantas de caída natural sin embalse de regulación del ICE.

El Embalse Arenal es el único recurso de regulación plurianual con que cuenta el país; la generación del complejo Arenal-Corobicí-Sandillal representó el 28% de la producción nacional del año 2000. Con la entrada en operación de la Planta Hidroeléctrica Angostura que junto con las plantas de Cachí y Río Macho contribuirán con el 30% de la oferta de energía en Costa Rica, se equilibrará un poco la concentración de la producción en la zona norte del país.

Es importante señalar que durante el 2000, el nivel del embalse de Arenal se mantuvo en cotas altas: la máxima es de 546,63 m.s.n.m. y la mínima de 542,21 m.s.n.m.; lo que representa una variación absoluta de 4,42 m.s.n.m. Es importante señalar que a finales de año el nivel fue de 544,04 m.s.n.m., lo que representa un nivel aceptable para hacerle frente a la época seca del año 2001 y mantener una reserva adecuada para el corto plazo. El haber tenido mayor hidraulicidad durante el año ayudó a que la generación térmica del ICE disminuyera notablemente en el 2000, con respecto al año anterior; es decir, las necesidades térmicas disminuyeron en un 57% y esa generación apenas representó un 1% de la producción nacional. Esta disminución en la generación térmica ayudó a su vez a disminuir el impacto del incremento de los precios internacionales del petróleo sobre las tarifas y también contribuyó a la utilización de fuentes de energía más limpias.

Al analizar el rendimiento de las plantas térmicas (kWh por litro) y el costo de combustibles (colones por kWh), se aprecia que Moín Pistón es la planta con el mayor rendimiento de todas; no obstante, generó únicamente el 12% de la producción del 2000. Por el contrario, la planta Moín Gas es la que ha generado el 64% de la producción térmica de ese año, pero no es la de mayor rendimiento y su costo de generación es alto (véase Cuadro 5).

Con respecto a la generación privada, se debe indicar que en el 2000 se incrementó en un 43%, en virtud de la entrada de nuevos proyectos (La Esperanza y Miravalles III) y los aportes de la producción de las plantas Hidrovenecia, Tuis y Movasa que iniciaron operación a mediados de 1999. La generación privada ha ido incrementando su importancia relativa en la producción total del sistema hasta alcanzar un 16% en ese año.

Los precios promedios pagados por el ICE durante el 2000, superan los seis centavos de dólar de los EE.UU. en ocho plantas de generación privada y en siete se pagan precios comprendidos entre cinco centavos y menos de seis centavos de dólar. Los precios más altos son pagados a las plantas Miravalles III, Volcán y Don Pedro (véase Gráfico 4). Miravalles III se dio como un proyecto de construcción, operación y traspaso de acuerdo con la Ley 7508; el mayor precio pagado en este caso, obedece al contrato firmado entre las partes. En el caso de Don Pedro y Volcán hay dos factores que inciden en los precios pagados, uno de ellos es el contrato y otro es la acuciosidad con que están solicitando la actualización de las tarifas por medio de la fórmula que les corresponde.

Conviene mencionar que el ICE exportó energía por la cifra de 488 GWh, durante el período 2000, lo que le generó ingresos por la suma de 18,3 millones de dólares. El 54% de esas ventas se realizaron a Honduras; el 27%, a Panamá y el 19% restante, a Nicaragua. Dichas exportaciones obedecen a condiciones de corto plazo y no a una determinada planificación de mediano o largo plazo.

También es importante destacar que 3 de los 35 generadores privados quedaron fuera de operación, debido al vencimiento de sus contratos tanto de compra-venta con el ICE como de las respectivas concesiones, lo cual preocupa dado el costo de oportunidad en que incurre el país por tener sin uso esa infraestructura.

En cuanto al sector de transporte de energía eléctrica, no se observaron cambios importantes durante el año 2000, manteniéndose el monopolio por parte del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). No obstante, esto es un aspecto que resulta preocupante, debido a los apagones que afectaron gran parte del S.N.I., durante el año 2000 y que en gran parte se deben al atraso de algunas inversiones importantes para esta etapa que ayudarían a dar mayor confiabilidad al sistema.

Además se tiene un crecimiento promedio del 6,16% para la energía trasegada por el sistema de transmisión y de la energía eléctrica transportada durante el 2000, el 81% corresponde a los sistemas de distribución de las dos empresas más grandes del país CNFL(44%) e ICE(37%).

En esta etapa el ICE trata de ejercer su poder de mercado, mismo que se presenta por estar integrado verticalmente hacia atrás (transmisión — generación) y es por ello que la Autoridad Reguladora presta especial atención a este mercado.

Hay empresas dedicadas exclusivamente a la distribución, como es el caso de tres cooperativas de electrificación rural; otras, como CNFL, JASEC, ESPH y Coopelesca, son generadoras y distribuidoras.

La generación de esas empresas es poca por lo que deben comprar al ICE la mayor parte de la energía requerida para atender las necesidades de sus abonados. Por su parte, los productores privados solamente generan para la venta de energía al ICE, de conformidad con lo indicado en la Ley 7200 y sus reformas, que autoriza la generación privada en el país para la explotación del potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes no convencionales de energía.

Las ocho empresas distribuidoras de electricidad poseen una concesión dentro de un área geográfica específica, excepto el ICE que según su interpretación del decreto de ley No. 449, tiene la potestad de distribuir electricidad en todo el país. La siguiente tabla presenta la estructura del mercado de distribución por empresa.

Para el año 2000 las ventas totales de energía eléctrica fueron de 5 755 GWh y la demanda máxima alcanzó 1 121 MW. La composición de las ventas por sectores refleja una alta participación del sector residencial con un 43%, le sigue en importancia el sector industrial con un 29%; el general (comercio y servicios) con un 25% y el alumbrado público con un 3% (véase Cuadro 1 y Gráfico 1 del anexo 1).

Debe destacarse que la mayor cantidad de abonados de las empresas distribuidoras nacionales se concentra en el sector residencial (88%). El resto de ellos se ubica en el sector general (11%) e industrial (1%).

Durante el período 1999-2000 el consumo de electricidad muestra una tasa de crecimiento del 6%; el mayor incremento se presenta en el sector general (8%). El sector residencial alcanza una tasa del 5% y el general cerca del 5% también. El consumo promedio por abonado del sector residencial es de 228 kWh y muestra un aumento de 4 kWh por abonado con respecto al año anterior.

El ICE y la CNFL son las dos empresas que dominan el mercado nacional, pues sirven al 79% de los abonados del país y sus ventas de energía representan el 82% de las ventas totales. Las cooperativas de electrificación rural venden el 8% de la energía y las dos empresas restantes, ESPH y JASEC, el 10% (véase Gráfico 2).

En el caso del sector residencial, el ICE y la CNFL presentan el precio promedio más alto con respecto a las otras empresas del Sistema Eléctrico Nacional. Por el contrario, JASEC y ESPH tienen el precio promedio más bajo; aún que el de las cooperativas de electrificación rural.

Las tarifas que se aplican al sector residencial no cubren, en ninguna de las empresas distribuidoras, el costo de suministro en baja tensión y en algunos casos el precio promedio es de solamente el 50% del costo de suministro, lo que provoca una distorsión tarifaria; ya que, a los otros sectores de consumo se les tiene que aplicar tarifas más altas que el costo de suministro, para que las empresas distribuidoras puedan mantener el nivel tarifario apropiado.

Se presentaron varios estudios tarifarios por parte de las cooperativas de electrificación rural; los primeros fueron presentados por COOPESANTOS para electricidad y alumbrado público; el tercero fue presentado por COOPEGUANACASTE, para ajuste de tarifas del sector eléctrico. Sin embargo, ambas empresas, durante el período de análisis, retiraron sus peticiones tarifarias, debido a que la Autoridad Reguladora, mediante la resolución RRG-1065-2000, publicada en La Gaceta Nº18 del 26 de enero del 2000, resolvió suspender la tarifa T-SD (denominada tarifa horario estacional) y que se continúe aplicando la tarifa denominada T-14.

El ICE presentó una propuesta de fijación tarifaria para compras a generadores privados, para ser aplicada durante el año 2000. El nivel tarifario promedio vigente para el año anterior fue de $0,0556/Kwh. Resultado del respectivo estudio la Autoridad Reguladora fijó dicho nivel tarifario en $0,0559/kWh.

También el ICE presentó peticiones tarifarias para las etapas de generación, transmisión, distribución y de alumbrado público cuyos incrementos promedio solicitados fueron: 56,4% para generación, 75% para transmisión, 29,2% para distribución y 37% para Alumbrado Público. El incremento aprobado por la Autoridad Reguladora fue sustancialmente menor que el solicitado; 15,60%, 52%, 13,4% y 5,5%, respectivamente. La resolución RRG-1310-2000, correspondiente a esta petición se publicó en el Alcance Nº40 a La Gaceta Nº114 del 14 de junio del 2000.

En el caso del ICE y de la CNFL se tramitaron solicitudes para crear tarifas de media tensión, las cuales fueron resueltas favorablemente por medio de las mismas resoluciones emitidas anteriormente para el caso de estas empresas.

Como consecuencia de la fijación tarifaria, producto de las peticiones tarifarias del ICE, se presentan en el Cuadro 6, los montos que deben pagar los abonados residenciales de las empresas distribuidoras del país, según diferentes niveles de consumo. De ese cuadro se observa que el nivel de 30 kWh, el incremento fue de un 19% y en los niveles de 250 y 300 kWh un 21 y 23% respectivamente. Para los abonados de la CNFL, el incremento representó entre un 13% y un 16%. No obstante, estos incrementos son bastante menores que los que hubieran tenido que pagar con la propuesta del ICE.

En el caso de JASEC, ESPH, COOPEGUANACASTE, COOPESANTOS Y COOPELESCA la fijación tarifaria se hizo para dos períodos: junio de 2000 y enero de 2001; esto en virtud de que la tarifa horario estacional para compras de energía en bloque al ICE entra a regir a partir de enero de 2001.

Como se aprecia en el Gráfico 5, el precio promedio mensual del kWh por bloque de consumo del ICE es el más alto de todas las empresas distribuidoras y le sigue en importancia el de COOPESANTOS. Es importante señalar que los precios hasta los 200 kWh se mantienen más concentrados, lo que indica que hay menor variabilidad entre ellos, pero al incrementarse el nivel de consumo la variabilidad es mayor.

En todos los estudios tarifarios, para el servicio de generación del ICE y de distribución de las empresas se continuó con la simplificación del pliego tarifario, disminuyendo la cantidad de precios y de las distorsiones en las tarifas, de manera que en le futuro se puedan contar con tarifas de acuerdo con el nivel de tensión de suministro y no con el tipo de consumo final de la electricidad y que además, los precios se ajusten lo más posible a los costos de suministro.

En el caso específico del ICE se fijó la aplicación de la tarifa horario estacional a todas las empresas distribuidoras de electricidad, la cual rige desde el 1 de enero del 2001; además se disminuyó la diferencia entre la tarifa T-13 de venta a la C.N.F.L. y la tarifa T-SD de venta del ICE a las otras empresas distribuidoras. Esas modificaciones permiten disminuir la distorsión de las tarifas a nivel del servicio de generación del ICE, de manera que cada una de las empresas distribuidoras cuenten con la señal económica del costo de la electricidad en el tiempo, de acuerdo con la forma de consumo que tengan y que de esa manera puedan evaluar la factibilidad de contar con su propia generación, comprar a otros generadores o desarrollar modelos de tarifas que les permitan disminuir el costo por compras de electricidad al ICE.

También se aprobó la tarifa horario estacional para el ICE y para la CNFL que se aplica a los usuarios servidos en media tensión y con consumos superiores a 20 000 kWh mensuales, que para el servicio de distribución de las empresas es la única tarifa cuyos precios se elaboraron con base en criterios técnicos.

Con la tarifa de media tensión se pretende darle la señal económica a los grandes usuarios del ICE y de la CNFL, del costo de la electricidad en el tiempo y en el espacio, de manera que puedan hacer un uso racional de la electricidad y así obtener el beneficio de disminuir el pago del servicio y como consecuencia que en un mediano plazo se haga un uso más eficiente del sistema eléctrico, de manera que se disminuyan las inversiones que de otra forma se requerirían para suplir el constante aumento en la demanda de potencia, estabilizando el costo de la electricidad en el largo plazo.

Para solucionar parte de este problema y con base en un pronunciamiento de la Procuraduría General de la República que señaló que la Autoridad Reguladora tiene la potestad legal de unificar las tarifas de los generadores privados, sin importar la fecha en la que firmaron el contrato con el ICE, así como la potestad de definir una única fórmula que ajuste la estructura tarifaria de tal forma que se consideren en las tarifas los denominados "factores usuales de variación de costos", se decidió tramitar un estudio para uniformar las tarifas, de compra de energía por parte del ICE a los generadores privados. Dicho estudio pretendía establecer un régimen para la compraventa de energía eléctrica por parte del Instituto Costarricense de Electricidad a generadores privados dentro del marco de la ley 7200. El régimen citado se compone de una única tarifa que se aplicaría a todos los contratos de compraventa de energía eléctrica suscritos por el ICE. La tarifa se expresaría en la unidad monetaria de los Estados Unidos de América y sería pagadera en colones al tipo de cambio de referencia del Banco Central de Costa Rica del colón costarricense frente al dólar estadounidense del día que las partes establezcan para el pago de las facturas correspondientes.

Además se recomendaba incorporar en los contratos de generación privada que durante el resto del año 2000 se sometieran a consideración del Organismo Regulador, la tarifa vigente para este año y para los que se sometieran en los subsiguientes años, la tarifa derivada de los cálculos del costo incremental de largo plazo del Sistema Nacional Interconectado, según se establece en la Ley 7200.

En el área de generación privada se analizaron tres addenda a contratos de generación privada que fueron sometidos a consideración y aprobación de la Autoridad Reguladora, garantizando de ese modo que los mismos incluyan todos los aspectos legales y técnicos, necesarios para lograr un equilibrio entre las partes.

En el último trimestre del año 2000 se inició el trámite de las siguientes solicitudes tarifarias: ICE (generación, transmisión, distribución alumbrado público), compras a generación privada, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz; JASEC (distribución y alumbrado público); ESPH (distribución y alumbrado público), COOPESANTOS (distribución y alumbrado público); COOPELESA (distribución).

Se inició un proceso de seguimiento a las inversiones, en función del mejoramiento contínuo de la calidad en el suministro de energía eléctrica. Con esto se establece el primer vínculo entre tarifas y calidad del servicio.

En este periodo se solicitó al ICE información sobre las diferentes salidas totales y parciales del Sistema Nacional Interconectado, se analizaron las causas y se emitieron recomendaciones y disposiciones para el mejoramiento en aspectos de continuidad y confiabilidad del sistema y en ese sentido se le llamó la atención sobre las mejoras que deben hacerse al sistema para evitar salidas del mismo con consiguiente perjuicio económico para el país.

En el primer trimestre se finalizó la elaboración de las disposiciones técnicas en las cuales se establecen las condiciones de calidad, oportunidad, seguridad, continuidad y confiabilidad, conque debe de brindarse el suministro de energía eléctrica, luego las mismas se sometieron a audiencia pública y posteriormente se analizaron e incorporaron las observaciones y sugerencias hechas por las partes interesadas, creando así un eslabón más en la cadena de regulación de la calidad en la prestación del servicio.

Se aprovecharon las consultas tanto de las empresas reguladas, como de los usuarios del servicio para establecer criterios uniformes para resolver diferencias o discrepancias entre las partes.

Se analizó el Plan Nacional de Energía y se revisó el Reglamento de Concesiones, ambos documentos del MINAE. Para estas propuestas se enviaron las respectivas observaciones. Respecto al primero de ellos, es importante indicar que sirve como referencia cruzada para el plan de expansión que presenta el ICE en sus peticiones tarifarias.

Dentro de las funciones de regulación y fiscalización de los contadores de energía eléctrica se continuó con el apoyo de la ONNUM. En ese sentido, se realizaron y certificaron pruebas a los contadores eléctricos para efectos de que sirvan de prueba en el trámite de resolución de quejas presentadas por los usuarios ante las empresas eléctricas o ante el Organismo Regulador. Además se realizaron pruebas de control a muestras de cada lote de medidores que adquieren las empresas. Con esto se garantiza el buen estado y la confiabilidad de los instrumentos de medición que las empresas utilizan en la prestación del servicio.

Los principales logros alcanzados durante el año 2000 son:

1. Se propuso unificar las tarifas de compra de energía del ICE a los generadores privados que operan bajo el marco de la Ley 7200 y como resultado de lo anterior surgió la resolución RG-1621-2000 en la que el Regulador General resolvió:

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