Reference tariffs for new solar photovoltaic plants under Law 7200Tarifas de referencia para plantas solares fotovoltaicas nuevas bajo Ley 7200

.. in the entirety of the text - Full Text of Norm 0033 Ex officio application of the "Methodology for the determination of reference rates for new private solar photovoltaic generation plants" Full Text of record: 12BF57 REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES ENERGY INTENDENCY RE-0033-IE-2019 of April 10, 2019 EX OFFICIO APPLICATION OF THE "METHODOLOGY FOR THE DETERMINATION OF REFERENCE RATES FOR NEW PRIVATE SOLAR PHOTOVOLTAIC GENERATION PLANTS" ET-009-2019

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

II.On February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, it resolved the mandatory use of the electronic invoice system, in accordance with the technical and normative specifications defined through resolution DGT-R-48-2016 issued by that same unit, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals.

III.On April 12, 2018, through resolution RIE-035-2018, the current rate band for private generators for solar photovoltaic plants was set.

IV.On February 14, 2019, the call for the public hearing was published in La Gaceta No. 32 as well as in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with March 13, 2019, being the scheduled date to hold said public hearing.

V.On March 13, 2019, the public hearing was held for the annual application of the "Reference rate methodology for new private hydroelectric generation plants," during which 1 position was presented, in accordance with the position report IN-0068-DGAU-2019 and the hearing record AC-0070-DGAU-2019.

VI.On April 10, 2019, through technical report IN-0042-IE-2019, the Intendencia de Energía (IE) issued the technical report, where it recommended setting an average price as well as a rate band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to ICE under chapter I of Law 7200.

I.From the cited technical report IN-0042-IE-2019, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

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II. ANALYSIS OF THE MATTER

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

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

CE + CFC = p ∗ E Where, solving for p, we obtain:

Where:

CE = Operating Costs (Costos de explotación) CFC = Fixed Cost of Capital (Costo fijo por capital) p = Sale Rate E = Sales Expectations (amount of energy) Therefore, for the purposes of this model, the rate depends both on the sales expectations of electricity and on the operating costs and the fixed cost of capital. Consequently, to determine the sale rate of electric energy by new private generators, the estimation of these variables is required.

Below, the manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed.

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:

Where:

E = Annual sales expectations (amount of energy).

C = Installed Capacity of the plant (C=1 kW is assumed) 8760 = 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 "Table No. 5 - Verification of minimum conditions - Call No. 3-2015" (Annex 4) of the technical report "Proposal Evaluation Report, Call No. 3-2015 'Selection of a solar photovoltaic project for electricity generation under chapter I of Law No. 7200'" are chosen (see Annex No. 1).

. The average value of the plant factor during the twenty years of the contract was calculated, taking into account an annual degradation of the 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% (see Annex No. 2).

In this context, using the previous result and the corresponding equation, the value of the energy expectations (E) is 1,917.73 kWh.

3. Operating Costs (Costos de Explotación, CE) Among the operating costs, variable and fixed costs are considered, which are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings.

The methodology subsequently established the following:

"The aforementioned criteria for determining the operating cost values will remain valid as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by more up-to-date sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and public availability of their data. The adoption of new sources of information for that purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years from the effective date of this methodology." In accordance with the above, the IE proceeds to update the aforementioned criteria to determine the new operating cost values for new private solar photovoltaic plants under Law 7200.

Thus, having reviewed the available sources of information, this Intendency determined updated operating cost values associated with the operation and maintenance of electric energy generation plants from solar photovoltaic panels, of the fixed-axis type, as well as the tracking-axis type, based on the report "U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018" by NREL ("National Renewable Energy Laboratory"1) published in November 2018.

1 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf The steps taken to calculate the operating cost are as follows:

. All data used are in units of US$ per kW per year, so no unit conversion is necessary, as the methodology requires units of US$ per kW per year.

. The most current "O&M" data (2018) for public utility systems, fixed-axis and tracking-axis (100MW both on page 38, footnote 8), are used. From the consulted source of information, it is important to extract that from 2010 to 2018, a decrease in operation and maintenance costs for the public service sector has been noted, of around 49%.

. Due to the absence of data for regulated public utility systems of 20MW (under Law 7200), the average of the "O&M" data for the 100MW systems with fixed axis and with tracking axis is used.

The resulting operating cost for a new private solar photovoltaic plant is US$ 13.50 per kW (see Annex No. 3).

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

To estimate the CFC, the following equation was used:

Where:

CFC = Fixed Cost of Capital M = Amount of the unit investment FC = Investment Factor Below, the manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed.

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

Where:

ψ = Leverage (debt ratio) (%) ρ = Return (rentabilidad) on capital contributions (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Age of the plant (years) d = Term of the debt (years) v = Economic life of the project (years) Below, the manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed a) Leverage (ψ) Leverage is used to estimate the relationship between debt and equity. The calculation is done by determining a sample of leverage from electric plants, to the extent possible, similar to the plants intended to be rated.

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

Therefore, the average value of the financial leverage is 68.40% (see Annex 1).

• b)Return on capital contributions (ρ) According to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, the level of return (rentabilidad) will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), which is based on considering that changes in the return of an asset 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 the previous resolution, the source of information Bloomberg L.P. was used, from which the CAPM values of electric generation companies with a solar source for the public sector are obtained, as detailed below:

i. Step 1: Definition of the industrial classification to use: That classification was chosen that allowed obtaining the grouping of companies whose composition is as close as possible to the group of companies that are part of the industry considered in the scope of the rate 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 whose composition and description match the regulated solar electric generation sector was chosen. The selected industrial category is broken down as follows:

Public Services, Electric Generation, Renewable Energy Generation, Solar Energy Generation, Solar Energy - Regulated. Taking into account the described classification, there is a total of 17 regulated solar generation companies available, information taken from Bloomberg on the 22nd day of January 2018 at 2:00 pm (see Annex No. 4).

iii. Step 3: Calculation of the CAPM value: The CAPM was obtained for each individual company for the last 12 preceding months available as of the date of development of this technical report, and then the simple arithmetic mean of the information from all the companies was calculated.

iv. Subsequently, extreme values are excluded within a range constructed by two standard deviations above and two standard deviations below the average, which results in the exclusion of 6 companies. (see Annex No. 5) Based on the above and following the indicated procedure, the average CAPM of the resulting values is 8.19% (see Annex No. 5).

• c)Interest rate (i) The monthly average of the values for 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 2014 to December 2018, of the mentioned interest rate is 9.08% (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 rate. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.
• e)Term of the debt (d) and term of the contract As established by resolution RJD-034-2015, the term of the debt is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum allowed by law.
• f)Age of the plant (e) Given that these are new plants, this variable was assigned a value of zero.

Therefore, considering all the data calculated in this section, the result is an Investment Factor (FC) of 11.37% (see Annex No. 7).

4.2. Amount of Investment (M) The investment cost (M) represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.

The methodology subsequently established the following:

"The aforementioned criteria for determining the operating cost values will remain valid as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by more up-to-date sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and public availability of their data. The adoption of new sources of information for that purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years from the effective date of this methodology." In accordance with the above, this Intendency proceeds to update the aforementioned criteria to determine the new values for the investment amount for new private solar photovoltaic plants under Law 7200.

Thus, having reviewed the available sources of information, this Intendency determined updated operating cost values associated with the operation and maintenance of electric energy generation plants from solar photovoltaic panels, of the fixed-axis type, as well as the tracking-axis type, based on the report "U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018" by NREL ("National Renewable Energy Laboratory"2) published in November 2018.

The steps taken to calculate the operating cost are as follows:

. All data used are in units of US$ per kW per year, so no unit conversion is necessary, as the methodology requires units of US$ per kW per year.

. The data from figure 28 (page 36) for public utility systems with a fixed axis and with a tracking axis are used.

. As data are not available for a 20MW system, a regression adjustment is performed using the cost data as variable Y and the system capacity data as variable X.

Likewise, these data are used to calculate the standard deviation, which is a requirement for calculating the rate band.

2 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf . The best-fitting regression curve is evaluated at 10MW (average of what is established as the maximum under Law 7200).

Therefore, the average unit investment cost for a new solar photovoltaic plant is US$1,323.24 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 Law No. 7200, by establishing a rate band. This sale price will serve to regulate those purchases of electric energy coming from private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law No. 7200.

The rate bands are estimated as follows:

. Upper limit: is obtained as the average unit investment cost, plus one standard deviation. That is, 1,323.24 + 137.52 = US$ 1,460.76 per kW.

. Lower limit: is calculated as the value of the average unit investment cost minus the value of three standard deviations. That is, 1,323.24 - 3 * 137.52 = US$ 910.67 per kW.

Below is a summary of all the variables calculated in this rate application, where the price respects the technical specifications defined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018, where the mandatory use of the electronic invoice system was resolved, in accordance with the technical and normative specifications defined therein, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals:

6. Rate structure The purpose of the structure is for the generator to aim to maximize its generation in the periods when the value of the energy is highest for the SEN. However, regarding solar generation, the solar pattern is similar throughout the country, it does not allow regulating its production to shift energy between periods, and unavailability due to maintenance is negligible. In this case, setting a rate structure has little impact, since the design and operation of the plant is not very sensitive to the structure, and it is uncertain that the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler, single-value rate.

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

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

8. Obligations of private generators As established through resolution RJD-034-2015, the new private solar photovoltaic generators to which the rates established through this rate application apply are obliged to annually submit audited financial information to Aresep (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification.

In addition to the above, through resolution RIE-132-2017 of December 22, 2017, the "Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, Provided by Generators Covered by Chapter I of Law 7200, Consortia of Public, Municipal, and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities that the Legal Framework Authorizes" was established, therefore the new solar photovoltaic generators to which this rate applies must submit the information requested therein, with the forms and at the frequency established.

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IV. CONCLUSIONS

1. Applying the tariff methodology approved for new private solar photovoltaic generators, the obtained results are: a plant factor of 21.89%; an operating cost of $13.50 per kW; an average financial leverage value of 68.40%; a return level of 8.19%; and an average unit investment cost of $1,323.24 per kW.

2. In accordance with the rate methodology for new private solar photovoltaic generation plants, the average rate per kWh for the generation of electric energy using the solar source is $0.08549 3. In the same manner, the rate band for the generation of electric energy using the solar source was determined, with the lower band (lower limit) being $0.06103 per kWh and the upper band (upper limit) being $0.09365 per kWh.

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II.Regarding the public hearing, from the cited official communication IN-0042-IE-2019, it is appropriate to extract the following:

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1. Opposition: Natural Partners S.A., legal ID number 3-101-615223, represented by Jan Borchgrevink Danielson, residence ID number 157800002725, in the capacity of special attorney-in-fact.

Observations: Does not take the floor at the hearing, submits a written statement (visible on folios 34 through 52 and 53 through 67).

Notifications: To fax: 2232-8546, email: [email protected] a) That the result of the rate application should only affect generators who have not yet signed a contract with ICE. The investment occurs only once at the beginning of the project, so the generator cannot go back in time and tell the supplier that because material prices have fallen, they should refund the difference between this year's material prices and last year's, in order to adjust the revenues included in the feasibility study, with which they calculated their profitability and on the basis of which they went to a bank to borrow money to execute the project.

In response to the argument presented, the opponent is informed that the Regulation to Law 7200 states, in Article 21, that: "ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected. Said price shall be offered by the Producer, respecting the ranges established in the rate set by ARESEP and which is in force at the time of submitting its proposal. (.) The recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula will be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the rate in force at ARESEP." It follows from the preceding article that it does not distinguish between plants with and without a contract with ICE.

Furthermore, the rate methodology establishes that the setting of the band is performed once a year, so the Intendencia de Energía, as the applier, must act in strict adherence to the methodology as it was approved by the Board of Directors. Thus, as this is a matter of a methodological nature, the opponent is informed that the Intendency will forward their position to the Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), as input to provide feedback for decision-making, considering that it is the body responsible for carrying out the review, updating, and development of regulatory instruments.

Therefore, it is recommended not to accept this argument.

• b)That the upper limit of the price band be extended to 3 standard deviations. According to Article 4 of the ARESEP Law, Ley 7593, it must harmonize the interests of consumers, users, and providers, so biasing one of the bands (the upper one closer to the average) with respect to the other (the lower one further from the average), In this regard, the opponent is informed that the methodology is explicit when it indicates: "Definition of the rate band. (.) The rate bands are estimated as follows: ▪ Upper limit: is obtained as the average unit cost of investment plus one standard deviation. ▪ Lower limit: is calculated as the value of the average unit cost of investment minus the value of three standard deviations." Thus, as this argument is related to the methodology and not to an application issue, in the same way as in the previous case, it will be sent for evaluation by the CDR, which is the internal body responsible for carrying out the review, updating, and development of regulatory instruments.

Therefore, it is recommended not to accept this argument.

• c)It requests that only one standard deviation be used to calculate the exclusion of extreme values, and also that the procedure for calculating profitability be used based on Damodaran's data, as it is not possible to access Bloomberg since it is a paid data source.

In view of this argument, the opponent is informed that the procedure followed by the Intendency for the exclusion of extreme values is consistent with what was done in previous setting processes, a technical criterion also used to exclude extreme values in other private generation methodologies.

Likewise, regarding the Bloomberg data, the opponent is reminded that in the technical report, which is contained in the public file (expediente), the entirety of the data extracted from Bloomberg is found, for which reason users and interested parties, without needing to have access to this specialized platform, can learn of the data used in a timely manner, which is why it does not generate the state of defenselessness the opponent refers to.

Finally, the methodology is explicit in indicating that: "In the event that ARESEP does not have access to specialized (private) financial information sources acquired by the institution for regulatory purposes that have the required breakdown in point a) above, the information published by Dr. Aswath Damodaran of New York University will be used for the CAPM calculation." In this regard, the opponent is informed that the Regulatory Authority complies with what is established in the methodology, considering that it does have specialized and acquired financial information, a provision that in any case is directed to the Intendency as the entity responsible for its application.

Therefore, it is recommended not to accept this argument.

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III.That, in accordance with what is established in the preceding Whereas and Considering clauses, the proper course of action is to set an average price as well as a rate band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to ICE under Chapter I of Law 7200, as provided below:

THE ENERGY INTENDENT

I.To set, for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, an average price of $0.08549, as well as a rate band composed of a lower rate (lower limit) of $0.06103 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.09365 per kWh.

II.In accordance with resolution RJD-034-2015, the new private solar photovoltaic generators to which the rates established through this rate methodology apply are obliged to annually submit to Aresep the audited financial statements for 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 electrical energy 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, for which file OT-399-2017 is enabled.

III.To indicate to the new wind generators providing the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 "Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, Provided by Generators Covered by Chapter I of Law 7200, Consortia of Public, Municipal, and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities that the Legal Framework Authorizes" of December 22, 2017.

IV.To indicate to private generators that sell electric energy to ICE under Law No. 7200, that failing to comply with the provisions of resolution RJD-009-2010 and its amendments (audited financial information), resolution RIE-132-2017 (regulatory accounting), and what is ordered in this resolution, the respective documentation will be forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of evaluating the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.

In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby informed that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed. The remedy of revocation may be filed before the Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the remedies of 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 revocation and appeal must be filed within a period of three working days counted from the working day following the notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.

PUBLISH AND NOTIFY

WHEREAS:

CONSIDERING:

THEREFORE

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 0033 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: 12BF57 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RE-0033-IE-2019 del 10 de abril de 2019 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA "METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA SOLARES FOTOVOLTAICAS NUEVAS" ET-009-2019

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 19 de febrero de 2018, mediante resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección General de Tributación del Área de Ingresos del Ministerio de Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas definidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma dependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.

III.Que el 12 de abril de 2018, mediante la resolución RIE-035-2018, se fijó la banda tarifaria vigente para los generadores privados para plantas solares fotovoltaicas.

IV.Que el 14 de febrero de 2019, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en La Gaceta No. 32 así como también en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 13 de marzo de 2019 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia pública.

V.Que el 13 de marzo de 2019, se llevó acabo la audiencia pública para la aplicación anual de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", durante la cual se presentó 1 posición, de conformidad con el informe de posiciones IN-0068-DGAU-2019 y el acta de audiencia AC-0070-DGAU-2019.

VI.Que el 10 de abril de 2019, mediante el informe técnico IN-0042-IE-2019, la Intendencia de Energía (IE) emitió el informe técnico, donde se recomendó fijar un precio promedio así como una banda tarifaria para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo del capítulo I de la Ley 7200.

I.Que del informe técnico IN-0042-IE-2019, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

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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.

De acuerdo con la metodología tarifaria, la banda tarifaria se calcula a partir de la siguiente ecuación económica:

CE + CFC = p ∗ E En donde despejando para p, se obtiene:

Donde:

CE = Costos de CFC = Costo fijo por capital p = Tarifa de venta E = Expectativas de venta (cantidad de energía) Por lo tanto, para efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las 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 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% (ver Anexo No. 2).

En este contexto, 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.

La metodología seguidamente estableció lo siguiente:

"Los criterios mencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación se mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información asociada 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, el cual se propone que sea elaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la eficacia de la presente metodología." De acuerdo con lo anterior, la IE procede a realizar la actualización de los criterios antes mencionados para determinar los nuevos valores de costo de Ley 7200.

Así, hecha la revisión de las fuentes de información disponibles, esta intendencia determinó valores actualizados del costo de explotación asociados a la operación y mantenimiento de plantas de generación de energía eléctrica a partir de paneles solares fotovoltaicos, de tipo eje fijo, así como también de tipo eje con seguidor, a partir del informe "U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018" de NREL ("National Renewable Energy Laboratory"1) publicado en Noviembre de 2018.

1 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf Los pasos efectuados para calcular el costo de explotación son los siguientes:

. Todos los datos utilizados se encuentran en unidades de US$ por kW año, por lo que no es necesario alguna conversión de unidades, ya que la metodología necesita las unidades de US$ por kW año.

. Se utilizan los datos de "O&M" más actuales (2018) para los sistemas empresa pública eje fijo y eje con seguidor (100MW ambos en pág. 38 nota al pie 8). De la fuente de información consultada resulta importante extraer que del año 2010 al 2018 se ha notado una disminución en los costos de operación y mantenimiento para el sector de servicios públicos de alrededor un 49%.

. Debido a la ausencia de datos para sistemas de empresa pública regulada de 20MW (al amparo de la Ley 7200), se utiliza el promedio de los datos de "O&M" para los sistemas de 100WM con eje fijo y con eje con seguidor.

El costo de explotación para una planta privada solar fotovoltaica nueva resultante es de US$ 13,50 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 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:

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. 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 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 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. Tomando en cuenta la clasificación descrita, se tiene un total de 17 empresas de generación solar reguladas disponibles, información tomada de Bloomberg el día 2216 de enero de 2018 a las 2:00pm am (ver Anexo No. 4).

iii. Paso 3: 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.

iv. Posteriormente, se excluyen los valores extremos en un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y dos desviaciones estándar 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 8,19% (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 2014 a diciembre 2018, de la tasa de interés mencionada es de 9,08% (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 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 11,37% (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.

La metodología seguidamente estableció lo siguiente:

"Los criterios mencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación se mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información asociada 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, el cual se propone que sea elaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la eficacia de la presente metodología." De acuerdo con lo anterior, esta intendencia procede a realizar la actualización los criterios antes mencionados para determinar los nuevos valores del monto de la inversión para plantas privadas solares fotovoltaicas nuevas al amparo de la Ley 7200.

Así, hecha la revisión de las fuentes de información disponibles, esta intendencia determinó valores actualizados del costo de explotación asociados a la operación y mantenimiento de plantas de generación de energía eléctrica a partir de paneles solares fotovoltaicos, de tipo eje fijo, así como también de tipo eje con seguidor, a partir del informe "U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018" de NREL ("National Renewable Energy Laboratory"2) publicado en Noviembre de 2018.

Los pasos efectuados para calcular el costo de explotación son los siguientes:

. Todos los datos utilizados se encuentran en unidades de US$ por kW año, por lo que no es necesario alguna conversión de unidades, ya que la metodología necesita las unidades de US$ por kW año.

. Se utilizan los datos de la figura 28 (pág. 36) para los sistemas de empresas públicas con eje fijo y con eje seguidor.

. Como los datos no están disponibles para un sistema de 20MW, se realiza un ajuste de regresión utilizando los datos de costo como variable Y y los datos de capacidad del sistema como variable X.

Asimismo, estos datos se utilizan para calcular la desviación estándar que es requerimiento del cálculo de la banda tarifaria.

2 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf . La curva de regresión que mejor ajusta se evalúa en 10MW (promedio de lo que establece como máximo de la Ley 7200).

Por lo tanto, el costo de inversión unitario promedio para una planta solar fotovoltaica nueva es de US$1 323,24 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, 1 323,24 + 137,52 = US$ 1 460,76 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, 1 323,24 - 3 * 137,52 = US$ 910,67 por kW.

A continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas en esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones técnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas, en donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí definidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:

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 resolución RJD-034-2015, los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta aplicación 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.

Además de lo anterior, mediante la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, se estableció la "Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa ge Generación, Prestado por Generadores Amparados en el Capítulo I De La Ley 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el Marco Legal Autorice", por lo que los generadores solares fotovoltaicos nuevos a los que les aplica esta tarifa deben remitir la información ahí solicitada, con los formularios y en la periodicidad establecidos.

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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 $13,50 por kW; un valor promedio del apalancamiento financiero de 68,40%; un nivel de rentabilidad del 8,19% y un costo de inversión promedio unitario es de $1 323,24 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 $0,08549 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 $0,06103 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,09365 por kWh.

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II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio IN-0042-IE-2019 citado, conviene extraer lo siguiente

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1. Oposición: Natural Partners S.A. cédula jurídica número 3-101-615223, representada por Jan Borchgrevink Danielson, cédula de residencia número 157800002725 en calidad de apoderado especial.

Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia, presenta escrito (visible a folios del 34 al 52 y del 53 al 67).

Notificaciones: Al fax: 2232-8546, correo: [email protected] a) Que el resultado de la aplicación tarifaria afecte solo a generadores que no hayan firmado contrato con el ICE. La inversión ocurre una sola vez al inicio del proyecto, de manera que el generador no puede regresar en el tiempo y decirle al proveedor que como los precios de los materiales bajaron le devuelva lo correspondiente a la diferencia entre los precios de los materiales de este año respecto al año pasado, para así poder ajustar los ingresos incluidos en el estudio de factibilidad y con el cual calculó su rentabilidad y además con base en el cual fue donde un banco a endeudarse para ejecutar el proyecto.

En respuesta al argumento expuesto, se le indica al opositor que el Reglamento de la Ley 7200 indica, en su artículo 21, que: "El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el momento de presentar su propuesta. (.) El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP." Se desprende del artículo anterior, que el mismo no hace distinción entre plantas con y sin contrato con el ICE.

Además, la metodología tarifaria establece que la fijación de la banda se realiza una vez al año, de manera que la Intendencia de Energía, como aplicador, debe actuar en estricto apego a la metodología en los términos en que fue aprobada por la Junta Directiva. Así las cosas, por tratarse de asuntos de carácter metodológico, se le indica al oponente que la Intendencia remitirá su posición al Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), como insumo para retroalimentar la toma de decisiones, considerando que es el órgano responsable de realizar la revisión, actualización y desarrollo de los instrumentos regulatorios.

Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.

• b)Que el límite superior de la banda de precios se amplíe a 3 desviaciones estándar. Según el artículo 4 de la Ley 7593 de Aresep, debe de armonizar los intereses de los consumidores, usuarios y prestadores, por lo que sesgar una de las bandas (la superior más cerca del promedio) con respecto a la otra (la inferior más lejos del promedio), Al respecto, se le indica al opositor que la metodología es explícita cuando indica que: "Definición de la banda tarifaria. (.) Las bandas tarifarias se estiman de la siguiente manera: ▪ Límite superior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una desviación estándar. ▪ Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar." Así las cosas, al estar este argumento relacionado con la metodología y no con un tema de aplicación, de igual manera que en el caso anterior, el mismo será enviado para valoración del CDR, que es el órgano interno responsable de realizar la revisión, actualización y desarrollo de los instrumentos regulatorios.

Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.

• c)Solicita que se utilice solamente una desviación para calcular la exclusión de valores extremos, así como también que se utilice el procedimiento de cálculo de rentabilidad a partir de los datos de Damodaran, ya que no es posible ingresar a Bloomberg ya que ese una fuente de datos paga.

Ante este argumento, se le indica al opositor que el procedimiento seguido por la Intendencia para la exclusión de valores extremos es consistente con lo actuado en fijaciones anteriores, criterio técnico igualmente utilizado para excluir valores extremos de las demás metodologías de generación privada.

Asimismo, con respecto a los datos de Bloomberg, se le recuerda al opositor que en el informe técnico, el cual consta en el expediente público, se encuentra la totalidad de los datos extraídos de Bloomberg, razón por la cual los usuarios e interesados, sin tener que contar con acceso a esta plataforma especializada, pueden conocer de manera oportuna los datos utilizados, razón por la cual no genera el estado de indefensión que refiere el oponente.

Por último, la metodología es explícita al indicar que: "En el caso que la Aresep no cuente con acceso a fuentes de información financiera (privadas) especializadas y adquiridas por la institución con fines regulatorios que tengan el desglose requerido en el punto a) anterior, se empleará para el cálculo del CAPM la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, de la Universidad de New York." Al respecto, se le indica al oponente que la Autoridad Reguladora cumple con lo establecido en la metodología, considerando que sí tiene a información financiera especializada y adquirida, disposición que en todo caso está dirigida a la Intendencia como responsable de realizar su aplicación.

Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.

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III.Que de conformidad con lo establecido en los resultandos y considerandos anteriores, lo procedente es fijar un precio promedio así como una banda tarifaria para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley 7200, tal y como se dispone:

EL INTENDENTE 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 $0,08549, así como una banda tarifaria compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,06103 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,09365 por kWh.

II.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, para lo cual se habilita el expediente OT-399-2017.

III.Indicar a los generadores eólicos nuevos que brindan el servicio público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley 7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017 "Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa ge Generación, Prestado por Generadores Amparados en el Capítulo I De La Ley 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el Marco Legal Autorice" del 22 de diciembre de 2017.

IV.Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución RJD-009-2010 y sus reformas (información financiera auditada), la resolución RIE-132-2017 (contabilidad regulatoria) y lo dispuesto en esta resolución, se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.

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: