AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

RIE-035-2018 a las 10:58 horas del 12 de abril de 2018

APLICACIÓN DE OFICIO DE LA "METODOLOGÍA PARA LA

DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE

GENERACIÓN PRIVADA SOLARES FOTOVOLTAICAS NUEVAS"

ET-004-2018

RESULTANDO:

l. Que el 16 de marzo de 2015, mediante la resolución RJD-034-2015, se aprobó la "Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas", la cual fue publicada en La Gaceta Nº 60 del 26 de marzo de 2015.

II. Que el 7 de abril de 2017, mediante la resolución RIE-028-2017, la Intendencia de Energía (IE) fijó la banda tarifaria vigente para los generadores privados para plantas solares fotovoltaicas.

III. Que el 1 de febrero de 2018, mediante oficio 96-IE-2018, la IE solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del expediente, y ( en el mismo oficio), a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la respectiva nota explicativa y convocatoria a audiencia pública para la aplicación de oficio del "Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas" (folios 01 al 20).

IV. Que el 22 de febrero de 2018, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en el Alcance 38 a la Gaceta No. 34, y un día después en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 21 de marzo de 2018, la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia (folios 31 al 34).

V. Que el 21 de marzo de 2018, se llevó acabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología "Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas", en donde no hubo posiciones, de conformidad con el informe de posiciones 1414-DGAU-2018 (folio 39).

VI. Que el 10 de abril de 2018, mediante el informe técnico 0435-IE-2018, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó fijar la tarifa para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley (corre agregado en autos).

CONSIDERANDO:

l. Que del oficio 0435-IE-2018, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[. . .]

II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología

En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la "Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas" según la resolución RJD-034-2015.

Según esta metodología tarifaría, la banda tarifaría se calcula a partir de la siguiente ecuación económica:

CE+ CFC = p * E

En donde despejando para p, se obtiene:

Donde:

CE = Costos de explotación

CFC = Costo fijo por capital

p = Tarifa de venta

E = Expectativas de venta (cantidad de energía)

Por lo tanto, de acuerdo con la metodología vigente, se desprende que, para efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de /as expectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación y el costo fijo del capital. En consecuencia, para la determinación de la tarifa de venta de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos se requiere la estimación de estas variables.

A continuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de las variables de dicha ecuación.

2. Expectativas de Energía (E)

Según la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015, para estimar la cantidad de energía a utilizar, se debe de aplicar la siguiente ecuación:

Donde:

E = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía).

C = Capacidad Instalada de la planta (se asume C=1 kW)

8760 = Cantidad de horas de un año (24*365).

fp = factor de planta aplicable según fuente.

Para calcular el factor de planta (fp), se aplicaron /os siguientes criterios:

• Se escoge los valores del factor de planta reportados en el "Cuadro N º5 - Verificación de condiciones mínimas - Convocatoria Nº3-2015" (Anexo 4) del informe técnico "Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria Nº3-2015 "Selección de proyecto solar fotovoltaico para generación de electricidad al amparo del capítulo / de la Ley Nº 7200"" (ver Anexo No. 1 ).

• Se calculó el valor promedio del factor de planta durante los veinte años de contrato, tomando en cuenta una degradación de los paneles solares del O, 5% anual, según se estableció en el estudio "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", realizado por ECLAREON/BSW (2014) (ver Anexo No. 2).

Al aplicar dichos criterios, el factor de planta para una planta solar fotovoltaica es de 21,89% (ver Anexo No. 2).

Por lo tanto, haciendo uso del resultado anterior y de la ecuación correspondiente, el valor de las expectativas de energía (E) es de 1 917, 73 kWh.

3. Costos de Explotación (CE)

Entre los costos de explotación se consideran los costos variables y fijos, que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros o impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

Según la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015, para calcular los costos de explotación se aplicaron los siguientes criterios:

• Se utilizó los datos de costos operativos de instalaciones estándar denominadas en dólares de los Estados Unidos de América por kilovatio año (US$ / kW año) obtenidos del estudio: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", realizado por ECLAREON/BSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26.

• De la información anterior, se calculó el promedio simple de los datos de las entrevistas conectadas sobre este rubro.

 El costo de explotación para una planta solar fotovoltaica resultante es de US$ 25,50 por kW (ver Anexo No. 3).

4. Costo fijo por capital (CFC)

Según la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015, el componente CFC pretende garantizar a los inversionistas retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con un nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.

Para estimar el CFC, se utilizó la siguiente ecuación:

Donde:

CFC = Costo Fijo del Capital

M = Monto de la inversión unitaria

FC = Factor de inversiones

A continuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de las variables de dicha ecuación.

4. 1. Factor de Inversiones (FC)

El FC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la planta. Se determina mediante la siguiente ecuación:

Donde:

     = Apalancamiento (relación de deuda) (%)

p = Rentabilidad sobre aportes de capital(%)

t = Tasa de impuesto sobre la renta(%)

i = Tasa de interés (%)

e = Edad de la planta (años)

d = Plazo de la deuda (años)

v = Vida económica del proyecto (años)

A continuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de las variables de dicha ecuación

a) Apalancamiento (1./J)

El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio. El cálculo se hace mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.

Para realizar el cálculo se utilizó un promedio simple de la información de financiamiento de proyectos eléctricos disponibles en la Aresep, la cual corresponde con la información de la estructura (columna) de aportes y crédito que se muestra en la Convocatoria No. 03-2015.

Por lo tanto, el valor promedio del apalancamiento financiero es del 68, 40% (ver Anexo. 1).

b) Rentabilidad sobre aportes al capital (p)

Según la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015, el nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), el cual se base en considerar que los cambios en el retorno de un activo están relacionados con el riesgo asociado a éste, el cual su vez se puede separar en: riesgo sistémico y riesgo específico.

Similar a lo resuelto en la resolución anterior, se utilizó la fuente de información Bloomberg L.P., de la cual se obtienen los valores de CAPM de las empresas de generación eléctrica con fuente solar para el sector público, según se detalla a continuación:

i. Paso 1: Definición de la clasificación industrial a utilizar: Se escogió aquella clasificación que permitió obtener la agrupación de empresas cuya conformación es lo más cercana posible al conjunto de empresas que forman parte de la industria considerada en el alcance de la metodología tarifaría. En este caso se usó la clasificación Bloomberg lndustry Classification Standard (siglas de "ICS" dentro del terminal de 8/oomberg, ver Anexo No. 4).

ii. Paso 2: Selección del grupo de empresas de referencia: Se escogió el grupo de empresas cuya conformación y descripción se ajuste al sector regulado de generación eléctrica solar. La categoría industrial seleccionada se desglosa de la siguiente manera: Servicios Públicos, Generación Eléctrica, Generación de Energía Renovable, Generación de Energía Solar, Energía Solar - Regulada (ver anexo No. 4).

iii. Paso 3: Selección de la muestra de empresas de generación eléctrica solar. Se seleccionó la muestra de empresas para la estimación del CAPM, considerando aquellas empresas para /as cuales toda o parte de su actividad sea la generación de energía eléctrica solar. Para la presente aplicación tarifaría, y tomando en cuenta la clasificación descrita, se tiene un total de 21 empresas de generación solar reguladas disponibles, información tomada de Bloomberg el día 26 de enero de 2018 a las 2:00pm am (ver Anexo No. 4).

iv. Paso 4: Cálculo del valor del CAPM: Se obtuvo el CAPM para cada empresa individual para los últimos 12 meses anteriores disponibles a la fecha de desarrollo del presente informe técnico, y, luego se calculó la media aritmética simple de la información de todas las empresas. Vale la pena mencionar que solamente 1 de las 22 empresas no presenta el valor del CAPM directo de Bloomberg, por lo que fue excluida para el cálculo del CAPM, llevando la muestra a un total de 21 empresas. Posteriormente, se excluyen los valores extremos en un rango confeccionado por una desviación estándar por arriba y por debajo del promedio, lo cual da como resultado la exclusión de 6 empresas. (ver Anexo No. 5)

En función de lo anterior y siguiendo el procedimiento indicado, el promedio del CAPM de los valores resultantes es de 8,84% (ver Anexo No. 5).

e) Tasa de interés (i)

Se utilizó el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de enero 2011 a diciembre 2015, de la tasa de interés mencionada es de 9,04% (ver Anexo No. 6).

d) Vida económica del proyecto (v)

Según lo establecido en la resolución RJD-034-2015, para los efectos del modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir fa tarifa. Se supone que fa vida económica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.

e) Plazo de fa deuda (d) y plazo del contrato

Según lo estableció fa resolución RJD-034-2015, que el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.

f) Edad de la planta (e)

Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asignó un valor de cero.

Por Jo tanto, considerando todos los datos calculados en este apartado, da como resultado un Factor de inversiones (FC) de 11, 63% (ver Anexo No. 7).

4.2. Monto de la Inversión (M)

El costo de inversión (M) representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país. Según la metodología mencionada, los costos de inversión se estimaron de la siguiente manera:

• Se utilizó los datos sobre costos de inversión llave en mano obtenidos del estudio ECLAREONIBSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26.

La información a utilizar es para el rango máximo y rango medio.

• De los datos obtenidos para el rango máximo y medio por capacidad, se mantienen todas las fuentes de información.

• Para realizar el cálculo del costo de inversión, se utilizó los valores del rango máximo y medio, y se obtiene un promedio del costo de inversión por fuente (entrevista) para capacidades menores o iguales a 20 MW

• Una vez calculado el promedio simple de cada una de las fuentes, se obtuvo el promedio de los doce valores disponibles, el cual da un valor de US$1 974,86/kW.

• El costo de inversión obtenido es el utilizado como precio promedio para calcular la banda tarifaría. Se calculó la desviación estándar del conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario de los valores utilizados de la muestra. Esta desviación estándar del conjunto de valores promedio es de US$373, 16/kW

Por lo tanto, el costo de inversión unitario promedio para una planta solar fotovoltaica nueva es de US$1 974,86 por kW (ver Anexo No. 8).

5. Definición de la banda

Se propone regular el precio de la energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco de la Ley No. 7200, mediante el establecimiento de una banda tarifaría. Ese precio de venta servirá para regular aquellas compra-ventas de energía eléctrica provenientes de plantas solares fotovoltaicas privadas con condiciones similares a /as que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200.

Las bandas tarifarías se estiman de la siguiente manera:

• Límite superior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión, más una desviación estándar. Es decir, 1 974,86 + 373, 16 = US$ 2 348,02 porkW.

• Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar. Es decir, 1 97 4, 86 - (3 * 373, 16) = US$ 855,39 por kW.

A continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas en esta aplicación tarifaría:

6. Estructura tarifaría

El propósito de la estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en /os periodos en que el valor de la energía es mayor para el SEN. Sin embargo, en lo que respecta a la generación solar, el patrón solar es similar en todo el país, además no permite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la fijación de una estructura tarifaría tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que /os beneficios de aplicar la estructura superen /as ventajas de tener una tarifa más sencilla y con un solo valor.

Por /as razones anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una estructura tarifaría.

7. Moneda en que se expresará la tarifa

Según lo establece la resolución RJD-034-2015, /as tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de /os Estados Unidos de América (US$ o $). Las condiciones en que se realicen /os pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.

8. Obligaciones de los generadores privados

Tal y como se establece mediante la resolución RJD-034-2015, /os generadores privados so/ares fotovoltaicos nuevos a /os que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta aplicación tarifaría están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep la información financiera auditada, (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su debida justificación.

III. AUDIENCIA PÚBLICA

La Audiencia Pública se realizó de conformidad con lo establecido en el artículo 36 de la Ley de la Autoridad Reguladora de /os Servicios Públicos (Ley Nº 7593) y /os artículos 50 al 56 del Reglamento de la citada Ley (Decreto Nº 29732-MP). De acuerdo con el oficio 1414-DGAU-2018 correspondiente al informe de oposiciones y coadyuvancias remitido por la Dirección General de Atención al Usuario, no se recibieron posiciones.

IV. CONCLUSIONES

1. Al aplicar la metodología tarifaría aprobada para los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de 21,89%; un costo de explotación de $25,50 por kW; un valor promedio del  apalancamiento financiero de 68,40%; un nivel de rentabilidad del 8,84% y un costo de inversión promedio unitario es de $1 974,86 por kW.

2. De conformidad con la metodología tarifaría para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas, la tarifa promedio por kWh para la generación de energía eléctrica mediante la fuente solar, es de $0, 1331.

3. De la misma manera, se procedió a determinar la banda tarifaría para la generación de energía eléctrica mediante fuente solar, siendo la banda inferior (límite inferior) de $0, 0652 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0, 1557 por kWh.

[. ..]

II. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la tarifa para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, tal y como se dispone;

POR TANTO

EL INTENDENTE DE ENERGÍA

RESUELVE:

l. Fijar para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, un precio promedio de $0, 1331, así como una banda tarifaria compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0652 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0, 1557 por kWh.