La regla que con más frecuencia se enuncia al revés

La generación distribuida en México está limitada a 0.5 MW de capacidad de generación. El límite no tiene relación con cuánta energía consume la instalación. Una planta que toma 4 MW puede instalar un arreglo en techo de 480 kW bajo el régimen de generación distribuida, y una planta que toma 300 kW no puede instalar bajo ese régimen un arreglo de 900 kW. La regla se enuncia con frecuencia al revés, como si la generación distribuida estuviera abierta a las empresas que consumen menos de 500 kW, y los compradores que la leen así terminan en la ruta de permisos equivocada.

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 se retoma en la Resolución RES/142/2017 de la CRE, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017. Está expresado en MW de capacidad y no en kWp de potencia nominal en corriente directa de los módulos, lo que importa cuando un proveedor cotiza un sistema en kWp.

Esa corrección va al inicio porque decide cuál de las rutas de abastecimiento que siguen puede usar una instalación. Lo que sigue expone las rutas, quién está registrado para atenderlas y qué deja cada una a riesgo del comprador.

Quién compra energía en México y quién califica para elegir

Los sectores comercial, industrial y de servicios consumen 76 % de la electricidad producida en México, de acuerdo con el PRODESEN 2019 citado por WWF México en Compras Corporativas de Electricidad Renovable en México: Estado del Mercado en 2019 (enero de 2020). El mismo reporte encontró que al menos 59 de las 100 empresas más importantes de México reportaron usar energía renovable en alguna forma, e identificó compras corporativas anunciadas que incluyen Walmart con 250 MW, Grupo BAL con 200 MW, Coca-Cola FEMSA con 200 MW, Liverpool con 150 MW, Gerdau Corsa con 130 MW, Soriana con 118 MW y DeAcero con 110 MW.

El acceso a esas rutas pasa por la condición de Usuario Calificado, y la prueba de entrada es 1 MW de demanda y no 1 MW de consumo anual. La SENER definió la medición en su acuerdo publicado en el DOF el 1 de marzo de 2017: demanda máxima en kW registrada en los 12 meses previos para un sitio en media o alta tensión con servicio reciente. La CRE mantiene el Registro de Usuarios Calificados y emite el registro conforme a las disposiciones administrativas publicadas en el DOF el 6 de diciembre de 2017. El CENACE registra el Centro de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista. Esas dos funciones no son intercambiables y los compradores pierden semanas al confundirlas.

Ese registro no tiene un conteo vigente publicado que podamos citar para este periodo, de modo que aquí no damos ninguno. Junto a ese registro existe una población distinta y más numerosa: las empresas que toman energía mediante permisos de autoabasto legados otorgados antes de la reforma de 2014. Los dos grupos suelen sumarse en las presentaciones de mercado, y no deberían sumarse. Tienen contratos distintos, pagan cargos de red distintos y cargan con una exposición regulatoria distinta.

Quién está registrado para venderle energía

El CENACE publica una Lista de Participantes del Mercado que nombra a cada Generador, Suministrador de Servicios Calificados, Comercializador No Suministrador, Suministrador de Servicios Básicos y Usuario Calificado Participante del Mercado registrado. Trabaje con la edición vigente de esa lista y no con un conteo que le hayan citado, porque el padrón cambia y la lista corta de un intermediario no es el registro.

El punto estructural no depende de un conteo. Comprar directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista requiere un Contrato de Participante del Mercado con el CENACE y, conforme a las Preguntas Frecuentes sobre el Registro de Usuarios Calificados de la CRE, una demanda mínima de 5 MW junto con un consumo anual de al menos 20 GWh. Una carga que supera la prueba de 1 MW de usuario calificado pero no alcanza alguna de esas dos cifras compra a través de un Suministrador de Servicios Calificados. A un comprador al que le digan que ir directo es la ruta más barata le conviene medir primero su propia demanda y su consumo anual frente a esas dos cifras. Los Comercializadores No Suministradores aportan liquidez pero no suministran a usuarios finales, y la elección entre un precio fijo de PPA y la exposición al mercado spot nodal es donde se usa esa liquidez.

Rutas de abastecimiento fuera del sitio

La ruta común es un contrato de suministro con un Suministrador de Servicios Calificados, en el que el suministrador administra la posición del comprador en el Mercado Eléctrico Mayorista y entrega un precio contratado. Un Usuario Calificado puede en cambio contratar de forma bilateral con un generador, pero entonces carga con su propia posición de mercado y con la administración que ello implica.

Un PPA virtual es un contrato financiero por diferencias y no un arreglo de suministro. No cambia la medición ni el suministro físico, lo que lo vuelve la ruta preferida de los compradores con varios sitios que no pueden migrar cada instalación, y lo que también significa que por sí solo no reduce el costo entregado de un recibo de CFE.

Sea cual sea la ruta que tome un comprador, el porteo sigue presente. Los cargos de porteo por mover energía a través de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución los fija la CRE y por lo general no quedan fijos con el precio de la energía de un contrato de suministro. Pregunte a cada oferente qué parte absorbe un cambio en esas tarifas durante la vigencia, y compare las ofertas como costo entregado en el medidor y no solo en la línea de energía. Las estructuras de autoabasto legado se apoyan además en un arreglo de transmisión distinto, y su economía no se traslada a un contrato nuevo.

En sitio: generación distribuida y abasto aislado

Por debajo de 0.5 MW de capacidad, una planta se interconecta bajo el régimen de generación distribuida y elige una de las tres modalidades de contrato de la CRE establecidas en la RES/142/2017. Bajo medición neta, la generación y el consumo se compensan entre sí y cualquier excedente se acumula como crédito de energía aplicable a consumos futuros hasta por 12 meses, y solo los créditos no utilizados después de ese periodo se pagan al Precio Marginal Local. Bajo facturación neta, la generación y el consumo se miden y se valoran por separado, y la energía exportada se remunera a precios horarios de mercado. Bajo venta total, toda la producción se vende a valores del Precio Marginal Local, modalidad que aplica cuando no existe un contrato de consumo asociado en el punto de interconexión.

Describir la medición neta como una venta de energía a CFE es incorrecto, y esa distinción es una diferencia de flujo de efectivo que un equipo de finanzas debería valorar. La migración entre modalidades solo se permite después de un año de operación bajo el esquema elegido inicialmente, de modo que la selección es una decisión real y no un formato por llenar.

Por encima de 0.5 MW, la generación en sitio pasa a abasto aislado. No hay límite de capacidad en el abasto aislado. La restricción es otra y es física: la energía no puede cruzar la Red Nacional de Transmisión ni las Redes Generales de Distribución. Atiende la carga que está detrás del punto de interconexión y nada más allá de él, razón por la cual un campus con varias plantas puede usarlo y una empresa con sitios en dos estados no puede usar un mismo proyecto para atender ambos. Los excedentes y los faltantes siguen requiriendo un contrato con un suministrador básico o calificado.

Qué cuenta en realidad la cifra de 24,638 MW

El reporte de WWF México de enero de 2020 ubica la capacidad total en 24,638 MW, o 28 % de la matriz de generación, para una canasta que enlista como hidroeléctrica, eólica, geotérmica, solar, nuclear, bioenergía y cogeneración eficiente. Esa canasta es energía limpia según la define la Ley de la Industria Eléctrica, no energía renovable. La nuclear y la cogeneración eficiente cuentan como limpias y no son renovables, y la producción de Laguna Verde está dentro de esa cifra.

La distinción es comercial, no semántica. La meta legal de México, en el Transitorio Tercero de la Ley de Transición Energética, es una participación mínima de 35 % de energías limpias en la generación para 2024, con una trayectoria de 25 % en 2018 y 30 % en 2021. Un Certificado de Energía Limpia acredita el cumplimiento de esa meta de energía limpia. Un compromiso corporativo redactado específicamente en torno a energías renovables no queda satisfecho de manera automática con uno de esos certificados, y un equipo de compras debería confirmar qué definición usa su propio reporte de sustentabilidad antes de contratar certificados.

El panorama de riesgo a mediados de 2020

El riesgo de política pública se ubica del lado de la transmisión y del despacho, no en los contratos mismos. El CENACE emitió un acuerdo el 29 de abril de 2020 que suspendió las pruebas preoperativas de centrales fotovoltaicas y eólicas e impuso límites en los corredores de transmisión, y la SENER publicó su Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional en el DOF el 15 de mayo de 2020. Jueces federales concedieron suspensiones provisionales contra el acuerdo del CENACE el 18 de mayo de 2020 y el 25 de mayo de 2020 se reportó una suspensión definitiva, y la COFECE emitió una opinión formal en contra. Nuestra nota sobre el aumento del riesgo en el mercado eléctrico mexicano cubre esa secuencia.

Leemos la exposición que esto crea para un comprador industrial como una exposición de calendario y no de contrato. Un contrato de suministro firmado con una central en operación detrás no se ve afectado. Un contrato que depende de que un proyecto alcance la operación comercial sí se ve afectado, porque el régimen de pruebas se interpone entre la construcción y la entrega. Cuando una decisión de abastecimiento descansa en un proyecto que aún no entra en servicio, pida por escrito el estatus vigente de permisos y de pruebas de la central e incorpore al contrato un remedio por retraso. Lo que cambiaría esa lectura sería una solución judicial o regulatoria duradera que restablezca una ruta previsible de la construcción a la operación comercial.

Identifique las rutas abiertas para sus sitios

Mexico Energy Partners revisa para cuáles rutas de abastecimiento califica una instalación, cuánto costaría cada una de forma entregada y qué exige físicamente la migración. La revisión requiere 12 meses de facturación de CFE, datos de demanda por intervalo de cada Centro de Carga, un diagrama unifilar y el área disponible de techo o de terreno si la generación en sitio está dentro del alcance. Nuestra página de abastecimiento de energía describe el proceso, y nuestras respuestas a preguntas frecuentes sobre abastecimiento cubren tiempos y costos.

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