Prefactibilidad de Instalación de paneles solares FV en instalaciones de STE

Programa Energia Solar a Gran Escala (DKTI Solar) Page 1

Objetivos • Determinar si existe un caso de negocio redituable que permita al STE hacer uso directo de la energía generada a través de paneles fotovoltaicos para cubrir sus necesidades energéticas y/o comercializar excedentes • Cuantificar los beneficios económicos, ambientales y sociales producto de la generación de energía a través de paneles solares en las instalaciones del STE. • Presentar modelos de negocio básicos para poder encaminar el proyecto en STE

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Datos básicos Área de enfoque: Depósito Tetepilco del Sistema de Transporte Eléctrico (STE) ubicado en Av. Municipio Libre 402 Ote., Colonia San Andrés Tetepilco, Delegación Iztapalapa, CDMX

• Superficie total: 164,735.91 m2 (16.4 hectáreas) • Consumo energético anual actual (2017): + 22GWh • Puntos de Consumo: 41 en tarifa GDMTH CFE, 1 en tarifa 2, 1 en tarifa 3. (GDMTH antes Tarifa HM del esquema tarifario anterior).

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Depósito Tetepilco 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17.

18. 19. 17.08.2018

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Oficinas principales Estacionamiento de trabajadores Museo del Transporte Eléctrico Patio de maniobras Almacenamiento de Material Depósito físico de archivos Servicios Generales a las líneas eléctricas Taller de mantenimiento pesado Taller de manufactura y reparaciones Área de inspecciones Taller de carpintería Taller eléctrico Taller mecánico Taller de soldadura Subestación Estacionamiento de visitas Estacionamiento de taxis eléctricos y estaciones de carga Llantera Almacenamiento general y oficinas Page 4

Condiciones de estudio • Los paneles solares deberán situarse e instalarse en espacios que no impliquen un reordenamiento costoso y de las áreas mencionadas en la anterior diapositiva. • Se desarrolló un estudio escalonado, como ejemplo de lo anterior: • Escenario 1: cubriendo los techos actuales con paneles se lograría cubrir X1% del consumo anual, con un costo de inversión de $Y1 MN. • Escenario 2: cubriendo los techos actuales más áreas en desuso se lograría cubrir un X2% del consumo anual, con un costo de inversión de $Y2 MN. • Escenario 3: tomando en cuenta los dos puntos anteriores, más adecuando otros espacios disponibles se podría lograr cubrir un X3% del consumo anual con un costo de inversión de $ Y3 MN. • Entendiéndose que X3 > X2 > X1, y que Y3 > Y2 > Y1, Las áreas no cubiertas por paneles es debido a restricciones físicas y de reordenamiento extensivo. 17.08.2018

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Escenarios de Generación

• Las áreas en rojo, y aquellas no mostradas coloreadas no fueron consideradas como áreas aptas para instalar paneles solares. • Aquellas en amarillo si fueron consideradas, con base en 3 escenarios, mismos que serán descritos más adelante. 17.08.2018

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Áreas y Escenarios de Generación

• Área 1

Amarillo; Área 2

Azul; Área 3

Verde

• Escenario 1 = Área 1 • Escenario 2 = A1 + A2 • Escenario 3 = A1 + A2 + A3 17.08.2018

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Escenario 1:

• Este escenario incluye: techos planos, la nave, otros techos diversos y otras áreas sin nombre. • Las áreas incluidas en este primer escenario son aquellas con los menores requerimientos ($) de reordenamiento o de adecuación. 17.08.2018

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Escenario 2:

• Este escenario incluye: las áreas del escenario 1 (en amarillo) más el techo cóncavo, y un techo de lámina (áreas en azul).

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Escenario 3:

• Este escenario incluye: las áreas del escenario 2 (en amarillo y azul) más los dos estacionamientos (oeste y sur) coloreados en verde.

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Resumen General Individuales Parámetro

Cumulativo

Área 1

Área 2

Área 3

Capacidad Instalada (MW)

2.607

1.221

1.584

2.607

3.828

5.412

Superficie del área (m2)

40,000

18,000

14,000

40,000

58,000

72,000

Área por potencia (m2/MWp)

15,343

14,742

8,838

15,343

15,152

13,304

Generación anual (MWh)

4,000

1,900

2,400

4,000

5,900

8,300

CAPEX (MMXN)

53.0

23.5

34.2

53

76.5

110.7

CAPEX (MMXN/MWp)

20.3

19.2

21.6

20.3

20.0

20.5

1,534.30

1,556.10

1,515.15

1,534

1,541

1,534

LCOE (MMXN/MWh)

805.2

715.4

892.3

805.2

776.6

810.4

% del consumo anual cubierto

18.2%

8.6%

10.9%

18.2%

26.8%

37.7%

Generación anual (MWh/MWp)

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Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

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Descripción Técnica Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Terreno Completo

Área Cubierta

4 ha ( ≈ 25% total)

5.8 ha ( ≈ 35% total)

7.2 ha ( ≈ 44% total)

12.3 ha ( ≈ 75% total)

Capacidad a instalarse

2.6 MW

3.8 MW

5.4 MW

18 MW

Generación anual (promedio)

≈ 4 GWh/año

≈5.9 GWh/año

≈ 8.3 GWh/año

≈ 27.6 GWh/año

Cobertura de Consumo anual

18.2%

26.8%

37.7%

125%

(22 GWh/año)

*Ninguno de los escenarios actuales planteados (1,2,3) lograría cubrir el

consumo anual actual

de la STE (≈ 22 GWh/año), por lo que la central no generaría excedentes. De utilizarse el terreno completo bajo condiciones ideales de contar con un terreno vacío, se podría cubrir la demanda y fácilmente generar excedentes que pudieran ser vendidos.

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Descripción Económica Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

Terreno Completo

CAPEX

≈ 53 MMXN

≈ 76.5 MMXN

≈ 110.7 MMXN

≈ 387.2 MMXN

OPEX

1.1 MMXN/año

1.5 MMXN/año

2.3 MMXN/año

7.8 MMXN/año

≈ 80.5 MMXN

≈ 114 MMXN

≈ 168.2 MMXN

≈ 582.2 MMXN

TOTAL años)

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(a 25

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Posibles modelos de negocio

Generación Distribuida + No requiere permiso de Generador + Interconexión acelerada + Tramites sencillos - No ingresos por potencia - Difícil de computar CELs - Incertidumbre respecto a que CENACE permita la instalación

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Abasto Aislado + permite generación > 0.5 MW + puede funcionar con SSB o SSC + no se paga cargos de T+D por la energía usada atrás del medidor. - Usuario debe ser el titular del permiso de Generación - En caso de excedentes incertidumbre de PML - Excedentes tienen que ser representados por G en el MEM

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Generador

+ Requiere permiso de Generación + Ingresos por venta de CEL y potencia + Firma de PPA o mecanismos de mercado - Trámites largos y costosos - Proceso de interconexión con CENACE costoso - Se podrá requerir representación en el mercado (4-7% de los ingresos) - En caso de no ser representado por algún Generador, se tendrá que ofrecer garantías altas Page 14

Modelo de negocio: Abasto Aislado Supuestos empleados: • TREMA / tasa de descuento: 7.7% • Financiamiento: 100% equity • Tipo de cambio: 20 MXN/USD • Incremento PML: 3% anual • Incremento Tarifa: 5% anual (promedio) • Incremento mano de obra (O&M): 1% anual • CEL: Precios: $200 MXN/CEL año 1-3; $150 año 4-9; $100 año 10-15; $0 pesos año 16-25

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Modelo de negocio: Abasto Aislado Procedimiento para calcular TIR 1. Determinar flujos de caja: 1. Año cero es negativo y es el costo de la inversión inicial (CAPEX) pagado a través del equity. 2. Año 1 al 25: Ingresos (ganancias por venta de CEL + venta de excesos de energía + sustitución de tarifa de CFE) – Egresos (costos anuales de O&M – pagos a financiamiento – impuestos). 2. La Ley del Impuesto sobre la Renta permite depreciar al 100% el costo del equipo de generación a base de fuentes renovables. Para efectos contables, esto implica que durante los primeros años y hasta que la Utilidad Antes de Impuestos no sea positiva, el SPV no estaría pagando el ISR del 30%, por lo que no se estarían pagando impuestos sobre los flujos de caja (ver punto anterior).

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Modelo de negocio: Abasto Aislado Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

≈ 53 MMXN

≈ 76.5 MMXN

≈ 110.7 MMXN

OPEX (promedio anual)

1.1 MMXN/año

1.5 MMXN/año

2.3 MMXN/año

Utilidad antes de ISR (promedio 25 años)

≈ 8 MMXN

≈ 11.5 MMXN

≈ 16 MMXN

VPN

≈ 13.8 MMXN

≈ 20.3 MMXN

≈ 25.7 MMXN

Payback

8.5 años

8.31 años

8.5 años

TIR

10.5%

10.6%

10.3%

CAPEX

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(año 0)

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Modelo de negocio: Abasto Aislado – Análisis de Sensibilidad Escenario 3 Análisis de Sensibilidad: variación de la TIR (10.3)

Parámetro

Incremento PML

9.3%

11.2%

EPC

9.7%

PML

9.7%

10.9% 10.8%

O&M

9.9%

Precio CEL

9.9%

10.7% 10.6%

Incremento O&M

10.1%

10.4%

Incremento Tarifa

10.1%

10.4%

Tarifa 8.0%

10.2% 9.0%

10.0%

10.4% 11.0%

12.0%

TIR

Los anteriores valores son para un equity del 100%, sin embargo, si se consigue un equity/debt de 50/50 la TIR incrementaría a 12.4%, mientras que si se asegura un 30/70 se incrementaría a 13.7%.

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Modelo de negocio: Generador Supuestos empleados: • TREMA / tasa de descuento: 7.7% • Financiamiento: 100% equity • Tipo de cambio: 20 MXN/USD • Incremento PML: 3% anual • Incremento mano de obra (O&M): 1% anual • Depreciación del 100% primer año (LISR art. 31 y 34) • CEL: Precios: $200 MXN/CEL año 1-3; $150 año 4-9; $100 año 10-15; $0 pesos año 16-25

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Modelo de negocio: Generador Procedimiento para calcular TIR 1. Determinar flujos de caja: 1. Año cero es negativo y es el costo de la inversión inicial (CAPEX) pagado a través del equity. 2. Año 1 al 25: Ingresos (ganancias por venta de CEL + venta de excesos de energía) – Egresos (costos anuales de O&M – pagos a financiamiento – impuestos). 2. La Ley del Impuesto sobre la Renta permite depreciar al 100% el costo del equipo de generación a base de fuentes renovables. Para efectos contables, esto implica que durante los primeros años y hasta que la Utilidad Antes de Impuestos no sea positiva, el SPV no estaría pagando el ISR del 30%, por lo que no se estarían pagando impuestos sobre los flujos de caja (ver punto anterior).

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Modelo de negocio: Generador Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

≈ 53 MMXN

≈ 76.5 MMXN

≈ 110.7 MMXN

OPEX (promedio anual)

1.1 MMXN/año

1.5 MMXN/año

2.3 MMXN/año

Utilidad antes de ISR (promedio 25 años)

≈ 7.4 MMXN

≈ 10.9 MMXN

≈ 15.5 MMXN

VPN

≈ 11.5 MMXN

≈ 18.1 MMXN

≈ 23.5 MMXN

Payback

8.4 años

8.3 años

8.5 años

TIR

10.2%

10.4%

10.1%

CAPEX

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(año 0)

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Modelo de negocio: Generador – Análisis de Sensibilidad Escenario 3 Análisis de Sensibilidad: variación de la TIR Incremento PML

9.0%

Parámetro

PML

9.5%

EPC

10.7%

9.6%

O&M

10.7%

9.7%

Precio CEL

10.5%

9.8%

Incremento O&M 8.0%

11.2%

10.5%

9.9% 9.0%

10.3% 10.0%

11.0%

12.0%

TIR

Los anteriores valores son para un equity del 100%, sin embargo, si se consigue un equity/debt de 50/50 la TIR incrementaría a 12.2%, mientras que si se asegura un 30/70 se incrementaría a 13.5%.

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Beneficios E1

E2

E3

2,219

3,247

4,792

Litros de agua evitados (miles de millones)

2.6

3.6

5.4

Trabajos generados

30

41

62

CO2eq Evitadas (toneladas)

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Siguientes pasos Estudio detallado de factibilidad • Detalle más preciso sobre el comportamiento de: • PML en el nodo en cuestión a través de pago por servicios de pronóstico de precios • Pronóstico del comportamiento de las Tarifas. • Sensibilización sobre el costo del CEL a futuro • A los costos del CAPEX incluir costos no considerados en el análisis actual: • Costos de estudios CENACE y posibles necesidades de adecuaciones técnicas (instalaciones o refuerzos a punto de interconexión) al proyecto • Manifestación de Impacto Ambiental, Evaluación de Impacto Social • Definición del modelo de operación • Búsqueda de posibles compradores de energía 17.08.2018

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