La energía solar en México tiene dos historias corriendo al mismo tiempo, y un comprador industrial debe mantenerlas separadas. La de costos y recurso está mejor que nunca. La de política pública y acceso a la red empeoró, y es la que decide si un proyecto determinado llega a operación comercial.
A la fecha, la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica publicada en el DOF el 9 de marzo de 2021 es derecho vigente, pero en la práctica está bloqueada en buena medida por suspensiones derivadas de amparos, una acción de inconstitucionalidad en su contra está pendiente ante la Suprema Corte y una iniciativa de reforma constitucional en materia eléctrica se encuentra ante la Cámara de Diputados. No se ha celebrado ninguna subasta de largo plazo desde 2017 y no hay ninguna programada.
A nuestro juicio, el panorama de la energía solar en México es sólido en lo económico y débil en la ruta al mercado, y la brecha entre ambos es donde un gerente de planta debería concentrar su atención. La única vía que permanece abierta a lo largo de todo esto es la generación distribuida, limitada a una capacidad de generación menor a 0.5 MW y que no requiere permiso de generación de la CRE.
Dónde está en realidad la capacidad solar instalada
Las cifras de capacidad solar en México circulan sobre bases inconsistentes, y la diferencia entre ellas supera la mayor parte del movimiento que describen. Importan dos conteos, y no son el mismo conteo.
El PRODESEN de la SENER ubicó la capacidad solar fotovoltaica del Sistema Eléctrico Nacional en 5,149 MW al 31 de diciembre de 2020, frente a 6,504 MW de eólica y una capacidad instalada total de 83,121 MW en esa misma fecha. Por separado, las estadísticas de generación distribuida de la CRE registraron 1,551.09 MW en 211,098 contratos de interconexión al 30 de junio de 2021, en su mayoría solares, según reportó pv magazine México el 26 de junio de 2021. Datos de la CRE reportados por Energía Estratégica ubican la generación distribuida por encima de 2,000 MW durante 2021.
ASOLMEX dio una cifra combinada de 5,510 MW de capacidad fotovoltaica total instalada al 31 de marzo de 2020, integrada por 67 centrales a gran escala en 16 estados más 818 MW de solar distribuida en 112,660 contratos, según reportó Global Energy en abril de 2020. Esa cifra combinada no es comparable con una cifra que solo cuente proyectos a gran escala, y mezclar ambas es como se llega a afirmar que hay 10 GW. Sobre cualquier base consistente, la solar mexicana a principios de 2022 es un parque del orden de cinco gigawatts, no de diez.
El recurso y la curva de costos
La SENER y el Instituto de Investigaciones Eléctricas reportaron que alrededor del 90% del territorio mexicano recibe una irradiación solar global diaria de entre 5 y 6 kWh por metro cuadrado al día, con el recurso más fuerte en el noroeste, en Baja California, Sonora, Sinaloa, Chihuahua, Coahuila y Durango, y el más débil en la costa del Golfo y en el sureste. Esa caracterización se presentó en la COP16 en Cancún en diciembre de 2010.
En costos, IRENA ubicó el costo total instalado promedio ponderado a nivel mundial de la energía solar fotovoltaica a gran escala en USD 883 por kW en 2020, 81% por debajo de los USD 4,731 por kW de 2010, con un costo nivelado promedio ponderado a nivel mundial de USD 0.057 por kWh, en Renewable Power Generation Costs in 2020, publicado en junio de 2021. Son cifras globales de proyectos a gran escala en USD nominales. No son una cotización para un sistema en techo en México, y un precio por watt tomado del mercado residencial de otro país tampoco lo es. Quien compare una propuesta debe exigir un precio entregado por MWh en su propio sitio y no una cifra de equipo por watt.
Qué dice en realidad la meta de energías limpias
La meta de México es una participación de 35% de energías limpias en la generación eléctrica para 2024, establecida en el Transitorio Tercero de la Ley de Transición Energética, con etapas intermedias de 25% para 2018 y 30% para 2021. No es una meta de la ley climática de 2012 y no es una meta de energías renovables.
La distinción tiene dinero de por medio. La energía limpia se define en el artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica e incluye la generación nuclear y la cogeneración eficiente que cumple los criterios de la CRE, junto con la eólica, la solar, la hidroeléctrica, la geotérmica y la biomasa. La producción de Laguna Verde cuenta para ese 35%. Un comprador corporativo con un compromiso específico de energía renovable, ya sea de su casa matriz o de un cliente, no puede cumplirlo únicamente con un Certificado de Energías Limpias sin verificar qué lo generó. Es una cuestión de especificación de compra, y corresponde al contrato y no al informe de sustentabilidad.
La restricción es la ruta al mercado
El CENACE suspendió la cuarta subasta de largo plazo el 3 de diciembre de 2018 y anunció su cancelación el 1 de febrero de 2019. Eso ocurrió hace tres años, no es un hecho reciente, y desde entonces nada ha sustituido ese proceso. Para un desarrollador, la subasta era un contrato de compra de energía a 15 años, bancable y con contraparte estatal. Su ausencia empuja los proyectos nuevos hacia contratos bilaterales con compradores privados, lo que cambia el análisis crediticio y el costo de capital detrás de cada oferta que recibe un comprador industrial.
La reforma a la LIE de 2021 agrava el problema. Sus cambios operativos fueron un orden de despacho que favorece la generación propia de CFE por delante de la eólica y la solar privadas, y una extensión de la elegibilidad de Certificados de Energías Limpias a las centrales legadas de CFE, lo que diluyó el valor de los certificados para las renovables privadas posteriores a 2014. No modificó la Constitución, no eliminó el Mercado Eléctrico Mayorista ni suprimió los permisos de generación privada. Su aplicación ha sido suspendida ampliamente por la vía del amparo. La descripción honesta a marzo de 2022 es la de una ley vigente cuyos efectos están contenidos en su mayor parte por los tribunales, con la cuestión constitucional aún abierta.
El terreno y la transmisión son las restricciones físicas detrás de las legales. Los sitios con la mejor irradiación en el norte están lejos de las cargas más grandes, y es la capacidad de interconexión, y no el suministro de módulos, la que define la fila.
Por qué la generación en sitio es la parte que sigue avanzando
La generación distribuida en México está limitada a una capacidad de generación menor a 0.5 MW. El umbral proviene del Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW de la SENER, publicado en el DOF el 15 de diciembre de 2016, y de la Resolución RES/142/2017 de la CRE, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017. Nunca ha existido una vía simplificada de permiso para proyectos de entre 500 kW y 2 MW.
Dos detalles se enuncian mal con la frecuencia suficiente para descarrilar el calendario de un proyecto. El límite aplica a la capacidad de generación de la central, no a la carga de la instalación, de modo que una planta grande puede alojar un arreglo menor a 0.5 MW que cumpla con el límite y seguir comprando el resto a CFE. Y el límite está escrito en MW de capacidad, no en kWp de placa de los módulos en corriente directa, que es una medida distinta y normalmente la cifra mayor en un sistema moderno.
Quedar por debajo de 0.5 MW elimina el permiso de generación de la CRE. No elimina los trámites. El proyecto sigue requiriendo un contrato de interconexión con CFE Distribución bajo el régimen de interconexión en pequeña y mediana escala, y CFE Distribución controla el estudio, el medidor y la fecha de energización.
La Resolución RES/142/2017 de la CRE establece tres modalidades de contrato y la elección es comercial más que técnica. Bajo medición neta, las exportaciones se compensan contra el consumo del propio sitio y el excedente se acumula como créditos de energía utilizables hasta por 12 meses, y solo los créditos no utilizados se pagan al Precio Marginal Local. Bajo facturación neta, la generación y el consumo se miden y se valoran por separado, y las exportaciones se remuneran a precios horarios de mercado. Bajo venta total, toda la producción se vende a valores del PML y no existe un contrato de consumo asociado en el punto de interconexión. La migración se permite solo después de un año de operación. La medición neta no es vender energía a la red eléctrica. Únicamente la venta total es una venta en sentido estricto.
Contra qué se mide una cifra de ahorro
Los ahorros de la energía solar en sitio se citan comúnmente en un rango de 20% a 40%. Los ahorros de ese orden se miden contra el suministro actual de CFE y varían según la clase tarifaria, la región, el factor de carga y el perfil de consumo. Las cifras son ilustrativas. Ningún rango puede confirmarse para un sitio específico sin datos de intervalo y 12 meses de facturación. Existen esquemas que no requieren inversión inicial, sujetos a revisión crediticia y al plazo del contrato.
La amplitud de ese rango se explica por la estructura de un recibo GDMTH. La producción solar cae en las horas base e intermedia y hace poco por un cargo por demanda en periodo punta después de la puesta del sol. Dos plantas con consumo anual idéntico y tarifas idénticas pueden quedar en extremos opuestos del rango solo por su perfil de carga.
Qué cambiaría nuestra postura
Tres cosas moverían este panorama. Una resolución de la cuestión constitucional que deje intacto el Mercado Eléctrico Mayorista restauraría la confianza en la contratación bilateral y comprimiría los precios ofertados. Una nueva subasta de largo plazo, o cualquier mecanismo de compra de energía respaldado por el Estado, reabriría el canal de gran escala. Un aumento del umbral de generación distribuida cambiaría lo que la generación en sitio puede cubrir en una planta industrial grande, y es el cambio con el efecto más directo sobre los lectores de esta nota. Ninguna de las tres está programada.
Nuestro trabajo sobre energía solar a gran escala y sobre la generación distribuida en México aborda ambos lados de esa división con mayor detalle.
Contraste una propuesta solar con su propia carga
Mexico Energy Partners puede comparar una oferta solar contra su costo actual con CFE, separar el ahorro en energía del cargo por demanda que no toca, y detallar la secuencia de interconexión y sus tiempos. La revisión requiere 12 meses de facturación de CFE, datos de intervalo donde el medidor los registre, y la propuesta u hoja de términos en evaluación.