La meta de 2024 es una meta de energía limpia, y la diferencia tiene valor económico

Un director de finanzas que en agosto de 2018 evaluaba un proyecto de generación en sitio o una migración a suministro calificado en México necesitaba un dato legal enunciado con precisión, porque de él depende qué tecnologías califican. La Ley de Transición Energética, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de diciembre de 2015, establece en su Transitorio Tercero una participación mínima de energías limpias en la generación de electricidad de 25 % para 2018, 30 % para 2021 y 35 % para 2024. Limpia no es lo mismo que renovable.

Conforme al artículo 3, fracción XXII, de la Ley de la Industria Eléctrica, las energías limpias comprenden la generación nucleoeléctrica, la cogeneración eficiente que cumple los criterios de la CRE, el aprovechamiento de biogás y la gasificación de residuos urbanos y agrícolas, además de la eólica, la solar, la hidroeléctrica, la geotérmica y la biomasa. Para una planta industrial con carga térmica constante, ahí está el punto. Una planta de cogeneración que cumple los criterios de eficiencia de la CRE queda dentro de la meta nacional y puede obtener Certificados de Energía Limpia. Un gerente de planta al que se le ha dicho que la meta es de renovables descartará la opción que con mayor frecuencia resulta rentable en un sitio de manufactura.

La cifra de 35 % se repite con frecuencia como meta de renovables, y el hito de 2018 suele citarse como 24 %. Ambas afirmaciones son incorrectas. Las cifras de ley son las anteriores y provienen de la Ley de Transición Energética, no de la Ley General de Cambio Climático, que es el otro instrumento al que se atribuye la meta de manera imprecisa.

La obligación que su planta puede heredar al migrar

En México, las conversaciones sobre financiamiento suelen empezar por el lado de la oferta. El lado de la demanda carga con una obligación que se refleja directamente en el precio del suministro. Conforme a la LIE, los Participantes Obligados deben adquirir Certificados de Energía Limpia en proporción a su consumo, y un Usuario Calificado que compra a través de un Suministrador de Servicios Calificados forma parte de ese grupo.

La SENER fijó el requisito en 5.8 % del consumo para 2019 mediante aviso publicado en el DOF el 31 de marzo de 2016, y en 7.4 % para 2020 mediante un aviso posterior publicado en el DOF el 31 de marzo de 2017, con un requisito que vuelve a subir hasta 2022. De ahí se desprenden dos consecuencias para una instalación que compara ofertas. Primero, toda cotización de suministro calificado debe revisarse para determinar si el costo de los CEL está incluido, se traslada al usuario o queda excluido. Segundo, una instalación que genera su propia energía limpia, incluida la cogeneración eficiente, puede producir CEL para cubrir su propia obligación en lugar de comprarlos.

El FOTEASE y lo que no es

El Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía fue creado por la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética de 2008 y continuado por la Ley de Transición Energética de diciembre de 2015. La SENER lo dirige. Sus recursos provienen principalmente de transferencias del presupuesto federal.

El FOTEASE es un instrumento de política pública, no una ventanilla de financiamiento a la que una planta de manufactura pueda acudir. Sus programas se han dirigido a fines de interés público, entre ellos la eficiencia en el sector residencial, la electrificación rural y la investigación. Los saldos del fondo y las distribuciones de recursos del FOTEASE circulan ampliamente sin fecha de corte y sin fuente, incluso en notas sobre el desarrollo geotérmico. No los publicamos porque no pudimos vincular las cifras que circulan con un informe fechado de la SENER. Una cifra sin fecha de corte no tiene lugar en un presupuesto de capital.

Las rutas que en realidad podían usarse en 2018

Un comprador industrial privado tenía tres mecanismos disponibles, y no son intercambiables.

Deducción acelerada conforme a la Ley del Impuesto Sobre la Renta. El artículo 34, fracción XIII, de la Ley del Impuesto Sobre la Renta permite deducir en un solo ejercicio fiscal el 100 % de la maquinaria y el equipo destinados a la generación de energía proveniente de fuentes renovables o de sistemas de cogeneración de electricidad eficiente. La condición que suele pasarse por alto es el requisito de permanencia: el equipo debe mantenerse en operación durante al menos cinco años consecutivos posteriores al ejercicio en que se toma la deducción. Una empresa que deduce el total y después vende, reubica o deja fuera de operación el activo dentro de ese plazo pierde el beneficio. Es la mayor palanca financiera disponible para un contribuyente mexicano que instala generación en su propio sitio, y no es una bonificación. Es un efecto de temporalidad.

Crédito de banca de desarrollo. El Banco Interamericano de Desarrollo estructuró el proyecto ME-L1172, el Programa Financiero para la Inversión y Gestión de Riesgos en Proyectos de Gas y Energía Renovable, con Bancomext como acreditado, que ofrece hasta USD 200 millones en crédito directo de mediano y largo plazo más una línea contingente que cubre el riesgo de mercado en proyectos renovables. Ese financiamiento llega a un proyecto industrial a través de Bancomext y no de forma directa, lo que significa que las condiciones que verá su proyecto son las de Bancomext.

Propiedad de un tercero. Un contrato de compraventa de energía o un arrendamiento de equipo saca la inversión de su balance y traslada el riesgo tecnológico a un desarrollador. También traslada la deducción del artículo 34 a quien sea propietario del equipo, que es el desarrollador. A nuestro juicio, ese intercambio es el que con mayor frecuencia se valora mal. Un comprador que compara un proyecto financiado con recursos propios contra un PPA al mismo precio de energía no está comparando lo mismo, salvo que el efecto fiscal aparezca en ambos lados del análisis.

El riesgo de política pública detrás de estas condiciones de financiamiento

Las condiciones de financiamiento disponibles a mediados de 2018 se valoraban contra un mercado de subastas que aún no había cerrado. La SENER publicó la convocatoria de la cuarta subasta de largo plazo en marzo de 2018 (pv magazine México, 16 de marzo de 2018) y, al momento de escribir este texto, no se había emitido resultado alguno. México celebró su elección presidencial el 1 de julio de 2018 y la administración entrante toma posesión el 1 de diciembre de 2018. Los prestamistas que fijan precio con base en contratos de subasta de largo plazo, y los desarrolladores cuyo caso de inversión depende de una adjudicación en la cuarta subasta, asumen un riesgo de política pública que un comprador industrial de energía no tiene por qué asumir.

La cobertura práctica para un comprador industrial es contractual, no política. Un contrato de suministro con una contraparte identificada, un plazo definido, un tratamiento expreso de los CEL y una posición expresa sobre los cargos de transmisión y distribución resiste mejor un cambio de política que un proyecto cuyos ingresos dependen de un programa todavía en diseño.

Lo que pedirá un prestamista o un desarrollador

• Doce meses de facturación de CFE, incluida la demanda en kW por periodo y la clase tarifaria.
• Datos de consumo por intervalo, de preferencia con resolución de 15 minutos, para dimensionar la generación frente a la forma real de la carga.
• Un diagrama unifilar y la tensión de conexión en el sitio.
• Para cogeneración, el perfil de carga de vapor o de calor, ya que los criterios de eficiencia de la CRE son los que hacen que la planta sea limpia para efectos de los CEL.
• Los estados financieros de la empresa y la entidad que será propietaria del activo, lo que determina quién toma la deducción del artículo 34.
• Los documentos que acreditan el control del sitio, ya que un arrendamiento más corto que el plazo del financiamiento es una causa frecuente de rechazo de un crédito.

Contraste el proyecto con la ruta de financiamiento antes de diseñarlo

Mexico Energy Partners revisa las opciones de generación en sitio, cogeneración y suministro calificado frente a la estructura de financiamiento que corresponde al balance, incluidos el tratamiento fiscal de la propiedad y la posición sobre los CEL en un contrato de suministro. Una revisión inicial requiere 12 meses de facturación de CFE, datos por intervalo cuando estén disponibles y la tensión de conexión en el sitio.

Solicite una revisión de financiamiento y estructura del proyecto

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