Un contrato corporativo de compra de energía renovable en México no le permite al comprador esquivar al suministrador. Todo megawatt hora entregado por la red pública se liquida de todos modos en el Mercado Eléctrico Mayorista que opera el CENACE. Solo la generación consumida detrás del medidor del propio comprador queda fuera. El contrato llega al medidor del comprador por una de unas pocas rutas legales, y cada ruta trae un umbral que el comprador debe cumplir antes de que un precio siquiera pueda cotizarse.

En noviembre de 2023 había tres rutas abiertas. Un centro de carga con 1 MW o más de demanda máxima en los doce meses previos puede registrarse como Usuario Calificado y contratar con un Suministrador Calificado. La CRE fijó las reglas de registro en la RES/2506/2017, publicada en el DOF el 6 de diciembre de 2017. Una carga que alcance 5 MW y 20 GWh al año puede en cambio registrarse como participante del mercado y comprar directamente en el mercado mayorista. Ese umbral más alto está en el Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, publicado por la SENER en el DOF el 15 de julio de 2016. Por debajo de 1 MW, lo que queda es una membresía en un esquema de autoabastecimiento legado o la generación en sitio. Nada de esto elude el mercado, y quien se esté formando una primera idea de cómo se estructuran los PPA en México debería partir de ahí.

La ruta define el papeleo. El precio lo definen otras tres variables: el nodo donde inyecta la central y su historial de congestión, los cargos de transmisión y de porteo aplicados a la entrega, y quién se queda con los Certificados de Energías Limpias. Ninguna de las tres aparece en la cifra de USD por MWh que encabeza la oferta de un desarrollador.

Qué mostraba en realidad el expediente regulatorio

La contratación corporativa en ese periodo no se estaba viendo favorecida por permisos más rápidos. La CRE suspendió todos los plazos legales ante ella mediante el Acuerdo A/001/2021, publicado en el DOF el 18 de enero de 2021. Los plazos se reanudaron solo por etapas, conforme al Acuerdo A/004/2023 del 28 de febrero de 2023, que limitó cuántas solicitudes podían presentarse cada mes y las ordenó por fecha de ingreso. El trámite ordinario previsto en la ley se restableció cuando la CRE publicó el Acuerdo A/023/2023 el 20 de julio de 2023, cuatro meses antes de este artículo.

Los requisitos de permisos se movieron en el mismo sentido. El Acuerdo A/006/2022 de la CRE, que rige las solicitudes de permiso de generación presentadas a partir del 31 de marzo de 2022, sustituyó a la RES/182/2015 y amplió el contenido exigido en una solicitud de permiso de generación. Los solicitantes presentan ahora estados financieros auditados de al menos dos ejercicios, además de documentos de estructura accionaria y de gobierno corporativo. La CRE justificó el cambio al señalar que, de 763 permisos otorgados, la mitad estaba en operación a septiembre de 2021 y el 23% tenía programas de obra vencidos.

Las tarifas tampoco corrieron a favor del comprador. El 28 de mayo de 2020 los siete comisionados de la CRE aprobaron un cambio a la tarifa de transmisión de porteo estampilla que se cobra a los titulares de contratos de interconexión legados, la estructura por la que entrega energía la mayoría de los esquemas de autoabastecimiento anteriores a 2014. Forbes México reportó ese día que la tarifa entonces vigente era de 0.04900 pesos por kWh en alta y media tensión y de 0.09799 pesos por kWh en baja tensión. Los comisionados aprobaron la medida sin publicar las tarifas que la sustituirían.

Sí existe un instrumento fiscal, y conviene nombrarlo con precisión. El artículo 34 fracción XIII de la Ley del Impuesto Sobre la Renta permite una deducción de 100% en el ejercicio de la inversión para maquinaria destinada a generar electricidad a partir de fuentes renovables, siempre que el equipo se mantenga en operación durante los cinco años siguientes. La deducción corresponde a quien sea propietario del activo. Bajo un PPA ese es el desarrollador, no el comprador de la energía. Si una oferta da a entender que el comprador la aprovecha, la estructura de propiedad no es la que el comprador cree.

De dónde sale el precio

Los precios de la electricidad en México son nodales, y la diferencia entre nodos es lo bastante amplia para decidir un proyecto. El reporte semanal de mercado del CENACE del 28 de mayo al 3 de junio de 2023 ubicó el Precio Marginal Local promedio del mercado del día en adelantado en el Sistema Interconectado Nacional en 627.50 pesos por MWh. En esa misma semana el precio nodal más alto llegó a 10,000.00 pesos por MWh en el nodo 08BEL-115 y el más bajo cayó a menos 92.13 pesos por MWh en el nodo 01VMA-400. Los precios sombra de los cuatro enlaces de transmisión con mayor restricción promediaron entre 114.17 y 2,915.31 pesos por MWh mientras la restricción estuvo activa.

Esas cifras explican por qué un PPA valuado en la central no es un PPA valuado en el medidor. Un contrato que liquida al generador en su nodo de inyección y al comprador en su nodo de retiro deja el riesgo de base con una de las dos partes, y el term sheet define con cuál. Pida la diferencia histórica entre ambos nodos de al menos veinticuatro meses antes de aceptar esa asignación.

La transmisión es la otra mitad de la respuesta. La SENER publicó el PRODESEN 2023-2037 el 29 de mayo de 2023. Ahí se planean alrededor de 2,426 kilómetros circuito de transmisión nueva entre 2023 y 2031, cerca de 1,800 de ellos en 400 kV. En un horizonte más corto muestra la capacidad instalada pasando de 89,890 MW en 2022 a 110,315 MW en 2026, con un consumo neto que crece 2.5% anual hasta 2037. Se planea que la generación crezca más rápido que las líneas que la transportan, de modo que la congestión entre un nodo barato y una carga industrial es un resultado de planeación y no un accidente.

Qué no hace un PPA

Un PPA es un instrumento de precio. No mantiene una planta operando durante una interrupción y no entrega electrones determinados a un medidor determinado. La confiabilidad física proviene de la red eléctrica, de la generación en sitio o del almacenamiento. Tomar un contrato de compra firmado como seguridad de suministro es la lectura equivocada más costosa de este mercado.

La afirmación ambiental es, otra vez, una cuestión aparte. El atributo limpio viaja con los Certificados de Energías Limpias, y un contrato puede dejarlos con el generador, transferirlos al comprador o repartirlos. Un comprador puede tener un PPA renovable por quince años y aun así no tener derecho a reportar la reducción de emisiones. Lea esa cláusula antes que la de precio. Los compradores que persiguen una meta de emisiones sin conexión física a la central suelen terminar en un PPA virtual, donde el tratamiento de los certificados es la mayor parte de la operación.

El riesgo regulatorio que trae un PPA mexicano

La reforma a la Ley de la Industria Eléctrica publicada en el DOF el 9 de marzo de 2021 cambió el orden de despacho a favor de la generación de CFE y modificó las condiciones en que venden las centrales privadas. El 7 de abril de 2022 la Suprema Corte de Justicia de la Nación desestimó la acción de inconstitucionalidad contra esa reforma porque no alcanzó los ocho votos necesarios para invalidarla. El decreto siguió vigente, mientras los juicios de amparo individuales continuaron bajo reglas de mayoría simple. La Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional de la SENER, publicada en el DOF el 15 de mayo de 2020, ya había endurecido las condiciones de interconexión de las centrales intermitentes. Antes de ambas, el CENACE canceló la cuarta subasta de largo plazo el 31 de enero de 2019.

A nuestro juicio, esa secuencia explica por qué un contrato de compra de energía a quince años en México se valúa con un margen mayor que el mismo contrato firmado en Chile o en Colombia. La calidad del recurso no es la variable determinante. Las cláusulas de cambio en la ley, de recorte de generación y de evento regulatorio son donde un term sheet mexicano se aparta de una plantilla, y merecen más tiempo de negociación que el precio de la energía.

Qué revisar antes de firmar

Cinco puntos deciden si vale la pena avanzar con un term sheet de PPA en México.

• Ruta y umbral. Confirme que el sitio califica por sí solo, o que los centros de carga pueden agregarse conforme al acuerdo de la SENER publicado en el DOF el 1 de marzo de 2017. Ese acuerdo permite la agregación únicamente entre usuarios finales de un mismo grupo de interés económico, y considera solo centros de carga de al menos 25 kW.
• Nodo y base. Obtenga el nodo de inyección y el nodo de retiro por nombre, con la diferencia histórica entre ellos, no un promedio anual.
• Cargos. Determine qué cargos de transmisión, distribución, capacidad y servicios conexos quedan dentro del precio cotizado y cuáles llegan por separado en el recibo de CFE.
• Certificados. Establezca en el contrato quién recibe los Certificados de Energías Limpias y qué ocurre si cambia el porcentaje de la obligación anual.
• Salida. Valorice el pago por terminación y el detonante de cambio en la ley, porque la contraparte ya valorizó ambos.

La comparación que hay que hacer frente a todo eso no es un precio de combustible. Es el costo total por MWh de su recibo actual de CFE para la clase tarifaria bajo la que en realidad se le factura, cargos por demanda incluidos, contra el precio entregado del PPA con esos mismos cargos agregados. Un comprador que ya está en suministro calificado compara dos precios de mercado. Un comprador en suministro básico de CFE compara dos productos distintos, y esa segunda comparación es la que sale mal en los documentos que van al consejo.

Revise su term sheet de PPA antes de firmar

Envíe el borrador del term sheet o la oferta del suministrador, doce meses de recibos de energía eléctrica de CFE de los sitios involucrados y la demanda contratada por sitio. Mexico Energy Partners le devuelve el precio entregado en términos comparables contra su tarifa actual, dónde quedan el nodo y los cargos de transmisión dentro de ese precio, cómo se tratan los certificados de energías limpias y qué condiciones de terminación y de recorte de generación se salen de la práctica de mercado. Recibirá una respuesta por escrito y una llamada para revisarla. No prometemos un ahorro, y se lo diremos si la oferta que tiene enfrente ya es competitiva.

Fuentes

• CRE, RES/2506/2017, disposiciones administrativas de carácter general sobre el registro de Usuarios Calificados, DOF 6 de diciembre de 2017.
• SENER, Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, DOF 15 de julio de 2016.
• SENER, acuerdo sobre el concepto de demanda y la agregación de Centros de Carga para Usuarios Calificados, DOF 1 de marzo de 2017.
• Holland & Knight, "CRE deja sin efectos Acuerdos de Suspensión de Plazos en México", julio de 2023, sobre los Acuerdos A/001/2021, A/004/2023 y A/023/2023.
• Holland & Knight, "Comisión de Energía de México modifica criterios para otorgar permisos de generación eléctrica", 1 de abril de 2022, sobre el Acuerdo A/006/2022.
• Forbes México, "CRE cambia tarifas de transmisión eléctrica a empresas", 28 de mayo de 2020.
• IDC, "Deducción de equipos para la generación de energía", 7 de junio de 2021, sobre el artículo 34 fracción XIII de la Ley del Impuesto Sobre la Renta.
• CENACE, Reporte semanal del Mercado Eléctrico Mayorista, Sistema Interconectado Nacional, semana 22 de 2023, del 28 de mayo al 3 de junio de 2023.
• Greenberg Traurig, "Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2023-2037", julio de 2023, sobre el PRODESEN publicado por la SENER el 29 de mayo de 2023.
• Cámara de Diputados, decreto de reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, DOF 9 de marzo de 2021.
• DLA Piper, "La Suprema Corte de Justicia de la Nación desestima acción de inconstitucionalidad contra la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica", abril de 2022.
• SENER, Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional, DOF 15 de mayo de 2020.
• La Jornada, "Se cancela la cuarta subasta eléctrica: Cenace", 2 de febrero de 2019.