Methodology for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plantsMetodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas

in the entirety of the text - Complete Text of Norm 028 Ex officio application of the methodology for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants Complete Text of Record: 116321 PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY INTENDENCIA DE ENERGÍA (IE) RIE-028-2017 of April 7, 2017 EX OFFICIO APPLICATION OF THE "METHODOLOGY FOR THE DETERMINATION OF REFERENCE TARIFFS FOR NEW PRIVATE SOLAR PHOTOVOLTAIC GENERATION PLANTS" ET-007-2017

I.On March 16, 2015, through resolution RJD-034-2015, the "Methodology for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants" was approved, which was published in La Gaceta No. 60 of March 26, 2015.

II.On March 31, 2016, through resolution RIE-038-2016, the current tariff band was set, consisting of a lower limit of 0.0675 $ per kWh and an upper limit of 0.1621 $ per kWh.

III.On August 23, 2016, through official communication 700-RG-2016, the Regulador General appointed Mr. Mario Mora Quirós as Director of Energy with additional duties of the Intendencia de Energía (IE), effective from August 24, 2016, until November 30, 2016, and on November 15, 2016, through official communication 1035-RG-2016, extended said appointment from December 1, 2016, until the new Intendente is appointed.

IV.On February 1, 2017, through official communication 115-IE-2017/3028, the IE requested the Document Management Department to open the file, and (in the same communication), requested the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) to provide the corresponding explanatory note and call for a public hearing for the ex officio application of the "Methodology for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants".

V.On February 10, 2017, the call for the public hearing was published in La Gaceta No. 30, and 5 days later in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with March 16, 2017, being the scheduled date to hold said hearing.

VI.On March 16, 2017, the public hearing for the annual application of the "Methodology for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants" was held, where there was only one position statement from Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., in accordance with position report 01025-DGAU-2017/09425.

VII.On April 7, 2017, through technical report 0422-IE-2017, the IE analyzed the present tariff adjustment procedure and in said technical study recommended setting the tariff band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) under Chapter I of Ley 7200 or other buyers duly authorized by Law.

I.From official communication 0422-IE-2017, cited and serving as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:

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II. ANALYSIS OF THE MATTER

1. Application of the methodology This section presents the details of the ex officio application of the "Methodology for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants" according to resolution RJD-034-2015.

According to this tariff methodology, the tariff band is calculated from the following economic equation:

CE ɫ CFC= p * E Where solving for p, we obtain:

Where:

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital) p = Sales tariff E = Sales expectations (energy quantity) Therefore, according to the current methodology, it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on both the electricity sales expectations and the operating costs (costos de explotación) and the fixed capital cost (costo fijo del capital). Consequently, determining the electricity sales tariff from new private generators requires estimating these variables.

Below is a detailed description of how each variable in this equation was calculated.

2. Energy Expectations (E) According to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, to estimate the amount of energy to be used, the following equation must be applied:

E = C * 8,760 * fp Where:

E = Annual sales expectations (energy quantity).

C = Installed Capacity of the plant (C=1 kW is assumed) 8,760 = Number of hours in a year (24*365).

fp = applicable plant factor according to source.

To calculate the plant factor (fp), the following criteria were applied:

. The plant factor values reported in "Cuadro N°5 - Verification of minimum conditions - Convocatoria N°3-2015" (Annex 4) of the technical report "Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015 "Selection of solar photovoltaic project for electricity generation under Chapter I of Ley N° 7200"" (see Annex No. 1) were chosen.

. The average plant factor value over the twenty-year contract period was calculated, considering an annual degradation of solar panels of 0.5%, as established in the study "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", conducted by ECLAREON/BSW (2014) (see Annex No. 2).

Applying these criteria, the plant factor for a solar photovoltaic plant is 21.89%.

Therefore, using the previous result and the corresponding equation, the energy expectations value (E) is 1,917.73 kWh.

3. Operating Costs (Costos de Explotación) (CE) Operating costs (costos de explotación) include variable and fixed costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings.

According to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, to calculate the operating costs (costos de explotación), the following criteria were applied:

. Data on operating costs for standard installations denominated in United States Dollars per kilowatt-year (US$ / kW year) were used, obtained from the study: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", conducted by ECLAREON/BSW (2014), on page 54, annex 7, illustration 26.

. From the above information, a simple average of the data from the connected interviews was calculated for this item.

The resulting operating cost (costo de explotación) for a solar photovoltaic plant is US$ 25.50 per kW (see Annex No. 3).

4. Fixed Capital Cost (Costo Fijo por Capital) (CFC) According to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, this CFC component aims to guarantee investors returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar risk level, to make the alternative of participating in the plant's development attractive.

To estimate the CFC, the following equation was used:

CFC = M*FC Where:

CFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo del Capital) M = Unit investment amount FC = Investment factor Below is a detailed description of how each variable in this equation was calculated.

4.1. Investment Factor (FC) The FC depends on the financing conditions and the age of the plant. It is determined by the following equation:

Where:

ψ = Leverage (debt ratio) (%) ρ = Return on equity contributions (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Plant age (years) d = Debt term (years) v = Economic life of the project (years) Below is a detailed description of how each variable in this equation was calculated.

• a)Leverage (ψ) Leverage is used to estimate the ratio between debt and equity.

The calculation is done by determining a sample of leverage from electric plants as similar as possible to the plants intended to be tariffed.

To perform the calculation, a simple average was used of the financing information for electric projects available at Aresep, which corresponds to the structure (column) of contributions and credits shown in Convocatoria No. 03-2015.

Therefore, the average financial leverage value is 68.40% (see Annex No. 1).

• b)Return on equity contributions (ρ) According to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, the return level will be determined by applying the Capital Asset Pricing Model (CAPM), which is based on considering that changes in an asset's return are related to the risk associated with it, which in turn can be separated into: systemic risk and specific risk.

Similar to what was resolved in resolution RIE-038-2016 corresponding to the application of the current tariff, the information source Bloomberg L.P. was used, from which the CAPM values of electric generation companies with solar sources for the public sector were obtained, as detailed below:

i. Step 1: Definition of the industrial classification to use: The classification was chosen that allowed obtaining a grouping of companies whose composition is as close as possible to the set of companies that are part of the industry considered within the scope of the tariff methodology. In this case, the Bloomberg Industry Classification Standard (acronym "ICS" within the Bloomberg terminal, see Annex No. 4) was used.

ii. Step 2: Selection of the reference group of companies: The group of companies was chosen whose composition and description conform to the regulated solar electric generation sector. The selected industrial category breaks down as follows: Utilities, Electric Generation, Renewable Energy Generation, Solar Energy Generation, Solar Energy - Regulated (see Annex No. 4).

iii. Step 3: Selection of the sample of solar electric generation companies. The sample of companies for the CAPM estimation was selected, considering those companies for which all or part of their activity is solar electric energy generation. For this tariff application, and taking into account the classification described, there is a total of 24 available solar generation companies, information taken from Bloomberg on January 18, 2016, at 9:15 a.m. (see Annex No. 5).

iv. Step 4: Calculation of the CAPM value: The CAPM was obtained for each individual company for the last 12 available months prior to the date of development of this technical report, and then the simple arithmetic mean of the information from all companies was calculated. It is worth mentioning that only 1 of the 24 companies does not present a direct CAPM value from Bloomberg, so it was discarded for the CAPM calculation, bringing the sample to a total of 23 companies. Subsequently, extreme values within a range constructed by one standard deviation above and below the average are excluded, resulting in the exclusion of 9 companies, bringing the sample to a total of 14 excluded. (see Annex No. 5) Based on the above and following the indicated procedure, the average CAPM of the resulting values is 9.42% (see Annex No. 5).

• c)Interest rate (i) The monthly average of the values from the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, was used.

The arithmetic average of the last sixty months, that is, from January 2011 to December 2015, of the mentioned interest rate is 9.00% (see Annex No. 6).

• d)Economic life of the project (v) As established in resolution RJD-034-2015, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.
• e)Debt term (d) and contract term According to what was established in resolution RJD-034-2015, the debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum allowed by law.
• f)Plant age (e) Given that these are new plants, a value of zero was assigned to this variable.

Therefore, considering all the data calculated in this section, a resulting Investment Factor (FC) of 11.87% is obtained (see Annex No. 7).

4.2. Investment Amount (M) The investment cost (M) represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country. According to the mentioned methodology, the investment costs were estimated as follows:

. Data on turnkey investment costs obtained from the ECLAREON/BSW (2014) study, on page 54, annex 7, illustration 26, were used. The information to be used is for the maximum range and the medium range.

. From the data obtained for the maximum and medium range per capacity, all sources of information are kept.

. To calculate the investment cost, the values of the maximum and medium ranges were used, and an average of the investment cost per source (interview) is obtained for capacities less than or equal to 20MW.

. Once the simple average of each source was calculated, the average of the twelve available values was obtained, which yields a value of US$1,974.86/kW.

. The investment cost obtained is the one used as the average price to calculate the tariff band. The standard deviation of the set of average unit investment cost values from the sample values used was calculated. This standard deviation of the set of average values is US$373.16/kW.

Therefore, the average unit investment cost for a new solar photovoltaic plant is US$1,974.86 per kW (see Annex No. 8).

5. Definition of the band It is proposed to regulate the price of energy from private generators to ICE, within the framework of Ley No. 7200, by establishing a tariff band. This sales price will serve to regulate those electricity purchase-sales from private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley No. 7200.

The tariff bands are estimated as follows:

. Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation. That is, 1,974.86 + 373.16 = US$ 2,348.02 per kW.

. Lower limit: calculated as the average unit investment cost value minus the value of three standard deviations. That is, 1,974.86 - (3 * 373.16)= US$ 855.39 per kW.

Below is a summary of all the variables calculated in this tariff application:

6. Tariff structure The purpose of the structure is for the generator to aim to maximize its generation during periods when the energy value is highest for the SEN. However, regarding solar generation, the solar pattern is similar throughout the country; furthermore, it does not allow regulating its production to transfer energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, setting a tariff structure has little impact, as the plant's design and operation are not very sensitive to the structure, and it is uncertain that the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value.

For the above reasons, a tariff structure is not included for solar photovoltaic generation.

7. Currency in which the tariff will be expressed As established in resolution RJD-034-2015, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States Dollars (US$ or $). The conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually and based on applicable regulations.

8. Obligations of private generators As established through RJD-034-2015, new private solar photovoltaic generators to which the tariffs established through this tariff methodology apply are obligated to annually present audited financial information to Aresep (including individual operating and maintenance, administrative expenses, and investment expenses) along with their due justification.

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IV. CONCLUSIONS

1. Upon applying the approved tariff methodology for new private solar photovoltaic generators, it is obtained that the plant factor is 21.89%; an operating cost (costo de explotación) of $25.50 per kW; an average financial leverage value of 68.40%; a return level of 9.42%; and an average unit investment cost of $1,974.86 per kW.

2. In accordance with the tariff methodology for new private solar photovoltaic generation plants, the average tariff per kWh for electric energy generation using the solar source is $0.1355.

3. Likewise, the tariff band for electric energy generation using the solar source was determined, with the lower band (lower limit) being $0.0662 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.1586 per kWh.

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II.Regarding the oppositions presented at the public hearing, it is pertinent to extract the following from the technical study 0422-IE-2017, which serves as the basis for this resolution:

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1. Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL), legal identification number 3-101-000046, represented by Mr. Roy Gerardo Guzmán Ramírez, identity card number 401370798, in his capacity as general agent, Dirección de Estrategia y Desarrollo de Negocios. (folios 34 - 49):

• a)As modification proposal 1, CNFL requests that the plant factor value to be used in updating this methodology correspond to the result of a representative sample of photovoltaic projects in operation in various areas of the country or, failing that, the reference of solar resource measurements from meteorological stations with standardized equipment.

For the above, it is suggested to use the databases of the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) or the Instituto Meteorológico Nacional (IMN).

• b)As modification proposal 2, CNFL requests that a performance ratio (P.R.) be used as a calculation variable to determine the energy expectations, regardless of the zone where a photovoltaic generation project is developed.

Below is the response to the position raised in the public hearing process:

• a)According to methodology RJD-034-2015, section 3.1. Energy Expectations (E), the following is established: "The criteria mentioned above for determining the plant factor values will remain in effect as long as the information sources associated with those criteria are not replaced by more updated ones that meet adequate requirements for reliability, quality, and the possibility of disclosing their data. The adoption of new information sources for this purpose must be justified through a technical report".

In this regard, considering that the opponent did not provide the technical report required for adopting new information sources for calculating the plant factor, which is part of the calculation of Energy Expectations (E), the IE is unable to accept said proposal.

Therefore, it is recommended not to accept this petition.

• b)According to methodology RJD-034-2015, section 3.1. Energy Expectations (E), the following is established: "In any case, it is possible to express all these factors in terms of an installed capacity utilization factor (Plant Factor). This is a commonly used factor, which can be associated with each type of primary source; a value for this parameter applicable to each type of source can be established, making it possible to differentiate the sales tariff according to the primary source." Subsequently, the methodology establishes the equation for energy expectations as:

E=C*8760*fp (Equation 3) On the other hand, the Reglamento Interno de Organización y Funciones (RIOF) of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Órgano Desconcentrado, in Article 17, subsection 1, establishes as part of the set of functions of the Intendencias, the following:

"(.) 1. Set the prices, tariffs, and rates of the public services under their competence by applying the current models approved by the Board of Directors." Meanwhile, as part of the functions of the Board of Directors, the same regulation establishes the following: "(.) 16. Approve the regulatory methodologies that will be applied in the various regulated sectors under its competence." Therefore, considering that modifying the current methodologies is the authority of the Board of Directors, the IE is unable to accept said proposal.

Therefore, it is recommended not to accept this petition.

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III.In accordance with what is stated in the preceding whereases and considerings and on the merit of the proceedings, it is appropriate to set the tariff band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) under Chapter I of Ley 7200 or other buyers duly authorized by Law, as hereby ordered;

THE DIRECTOR WITH ADDITIONAL DUTIES OF THE INTENDENCIA DE ENERGÍA (IE)

I.To set for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) under Chapter I of Ley 7200 or other buyers duly authorized by Law, an average price of $0.1355, as well as a tariff band composed of the lower tariff (lower limit) of $0.0662 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.1586 per kWh.

II.To have analyzed and responded to the opposition with the content in "Considerando II" of this Resolution and to thank them for their contributions to the tariff-setting process.

III.In accordance with resolution RJD-034-2015, new private solar photovoltaic generators to which the tariffs established through this tariff methodology apply are obligated to annually present to Aresep the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made; the foregoing must be accompanied by the due justification linking them to the provision of the public service of electricity supply in its generation stage. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted, at least annually, no later than May 31 of each year.

In compliance with Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of reconsideration and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed. The reconsideration may be filed before the Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the appeal and review may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.

In accordance with Article 346 of the LGAP, the remedies of reconsideration and appeal must be filed within three business days counted from the business day following the notification, and the extraordinary review remedy within the periods indicated in Article 354 of said law.

PUBLISH AND NOTIFY.

WHEREAS:

CONSIDERING

POR TANTO

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 028 Aplicación de oficio de la metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas Texto Completo acta: 116321 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-028-2017 del 7 de abril de 2017 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA "METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA SOLARES FOTOVOLTAICAS NUEVAS" ET-007-2017

I.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 31 de marzo de 2016, mediante la resolución RIE-038-2016, se fijó la banda tarifaria vigente, la cual consiste en un límite inferior de 0,0675 $ por kWh y un límite superior de 0,1621 $ por kWh.

III.Que el 23 de agosto de 2016, mediante el oficio 700-RG-2016, el Regulador General nombró al señor Mario Mora Quirós, Director de Energía con recargo de funciones de la Intendencia de Energía, a partir del 24 de agosto del 2016 hasta el 30 de noviembre de 2016, y el 15 de noviembre de 2016, mediante el oficio 1035-RG-2016, prorrogó dicho nombramiento del 1 de diciembre del 2016 hasta que se nombre al nuevo Intendente.

IV.Que el 1 de febrero de 2017, mediante oficio 115-IE-2017/3028, 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".

V.Que el 10 de febrero de 2017, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en la Gaceta No. 30, y 5 días después en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 16 de marzo de 2017 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.

VI.Que el 16 de marzo de 2017, 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 solo hubo una posición de parte de Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A., de conformidad con el informe de posiciones 01025-DGAU-2017/09425.

VII.Que el 7 de abril de 2017, mediante el informe técnico 0422-IE-2017, la IE analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó, fijar la banda tarifaria 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.

I. Que del oficio 0422-IE-2017, 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 tarifaria, la banda tarifaria se calcula a partir de la siguiente ecuación económica:

CE ɫ 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 las 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:

E = C * 8.760 * fp Donde:

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

C = Capacidad Instalada de la planta (se asume C=1 kW) 8.760 = Cantidad de horas de un año (24*365).

fp = factor de planta aplicable según fuente.

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

. Se escoge los valores del factor de planta reportados en el "Cuadro N°5 - Verificación de condiciones mínimas - Convocatoria N°3-2015" (Anexo 4) del informe técnico "Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015 "Selección de proyecto solar fotovoltaico para generación de electricidad al amparo del capítulo I de la Ley N° 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 0,5% 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%.

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, mediante este componente CFC se pretende garantizar a los inversionistas retornoscomparables 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:

CFC = M*FC 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:

ψ = Apalancamiento (relación de deuda) (%) ρ = 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 (ψ) 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 No. 1).

• b)Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) 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 RIE-038-2016 correspondiente a la aplicación de la tarifa vigente, 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 tarifaria. En este caso se usó la clasificación Bloomberg Industry Classification Standard (siglas de "ICS" dentro del terminal de Bloomberg, 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 las cuales toda o parte de su actividad sea la generación de energía eléctrica solar. Para la presente aplicación tarifaria, y tomando en cuenta la clasificación descrita, se tiene un total de 24 empresas de generación solar disponibles, información tomada de Bloomberg el día 18 de enero de 2016 a las 9:15 am (ver Anexo No. 5).

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 24 empresas no presenta el valor del CAPM directo de Bloomberg, por lo que fue descartada para el cálculo del CAPM, llevando la muestra a un total de 23 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 9 empresas, llevando la muestra a un total de se excluyen 14. (ver Anexo No. 5) En función de lo anterior y siguiendo el procedimiento indicado, el promedio del CAPM de los valores resultantes es de 9,42% (ver Anexo No. 5).

• c)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 9,00% (ver anexo N.° 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 la tarifa. Se supone que la vida económica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.
• e)Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato Según lo estableció la 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 lo tanto, considerando todos los datos calculados en este apartado, da como resultado un Factor de inversiones (FC) de 11,87% (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 ECLAREON/BSW (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 20MW.

. 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 tarifaria. 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 tarifaria. Ese precio de venta servirá para regular aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas solares fotovoltaicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200.

Las bandas tarifarias 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 por kW.

. Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar. Es decir, 1 974,86 - (3 * 373,16)= US$ 855,39 por kW.

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

Cuadro No. 1 Generación privada solar - fotovoltaica Cálculo de la banda tarifaria FUENTE: Intendencia de Energía 6. Estructura tarifaria El propósito de la estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los 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 tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla y con un solo valor.

Por las razones anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una estructura tarifaria.

7. Moneda en que se expresará la tarifa Según lo establece la resolución RJD-034-2015, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $). Las condiciones en que se realicen los 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 RJD-034-2015, los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, 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.

[.]

IV. CONCLUSIONES

1. Al aplicar la metodología tarifaria 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 9,42% y un costo de inversión promedio unitario es de $1 974,86 por kW.

2. De conformidad con la metodología tarifaria 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 $0,1355.

3. De la misma manera, se procedió a determinar la banda tarifaria para la generación de energía eléctrica mediante fuente solar, siendo la banda inferior (límite inferior) de $0,0662 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1586 por kWh.

[.]

II.Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, del estudio técnico 0422-IE-2017, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

1. Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL), cédula de persona jurídica número 3-101-000046, representada por el señor Roy Gerardo Guzmán Ramírez, cédula de identidad número 401370798, en su condición de apoderado general, Dirección de Estrategia y Desarrollo de Negocios. (folios 34 - 49):

• a)Como propuesta de modificación 1, CNFL solicita que el valor del factor de planta a utilizarse en la actualización de la presente metodología debe corresponder al resultado de una muestra representativa de proyectos fotovoltaicos en operación en diversas zonas del país o en su defecto, la referencia de mediciones de recurso solar en estaciones meteorológicas con equipos normados.

Para lo anterior se sugiere, utilizar las bases de datos del Instituto Costarricense de Electricidad o el instituto Meteorológico Nacional.

• b)Como propuesta de modificación 2, CNFL solicita que se utilice, independientemente de la zona donde se desarrolle un proyecto para generación fotovoltaica, se propone utilizar el factor de rendimiento (P.R., por sus siglas en inglés) como variable de cálculo para concluir las expectativas de energía.

A continuación, la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:

• a)Según la metodología RJD-034-2015, en el apartado 3.1. Expectativas de Energía (E), se establece lo siguiente: "Los criterios mencionados anteriormente para determinar los valores de factor de planta se mantendrán vigentes mientras no sean sustituidas las fuentes de información asociadas con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de sus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se deberá justificar mediante un informe técnico".

Al respecto, considerando que el opositor no suministró el informe técnico requerido para la adopción de nuevas fuentes de información para el cálculo del factor de planta, el cual forma parte del cálculo de las propuesta.

Por lo tanto, se recomienda no acoger esta petitoria.

• b)Según la metodología RJD-034-2015, en el apartado 3.1. Expectativas de Energía (E), se establece lo siguiente: "En todo caso, es posible expresar todos estos factores en términos de un factor de aprovechamiento de la capacidad instalada (Factor de Planta). Este es un factor de uso común, que es posible asociar con cada tipo de fuente primaria, se puede establecer un valor para este parámetro aplicable a cada tipo de fuente, haciendo posible diferenciar la tarifa de venta según la fuente primaria." Seguidamente, la metodología establece la ecuación para las expectativas de energía como:

E=C*8760*fp (Ecuación 3) Por otro lado, el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF), en el artículo 17 inciso 1 establece, como parte del conjunto de funciones de las Intendencias, lo siguiente:

"(.) 1. Fijar los precios, tarifas y tasas de los servicios públicos bajo su competencia aplicando los modelos vigentes aprobados por Junta Directiva." Mientras que, como parte de las funciones de la Junta Directiva, el mismo reglamento establece lo siguiente: "(.) 16.

Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores regulados bajo su competencia." Por lo tanto, teniendo en consideración que la función de modificarlas metodologías vigentes es potestad de la Junta Directiva, la IE se encuentra imposibilitada para acoger dicha propuesta.

Por lo tanto, se recomienda no acoger esta petitoria.

[.]

III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria 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;

EL DIRECTOR CON RECARGO DE FUNCIONES DE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA

I.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 $0,1355, así como un banda tarifaria compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0662 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1586 por kWh.

II.Tener por analizada y respondida la oposición con el contenido en el "Considerando II" de esta Resolución y agradecer por sus aportes al proceso de fijación tarifaria.

III.De conformidad con la resolución RJD-034-2015, los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa, a más tardar el 31 de mayo de cada año.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.

De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.

PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE

RESULTANDO:

CONSIDERANDO

POR TANTO

RESUELVE: