Solar en azotea en México, permisos, excedentes e impacto en el recibo

México cerró 2022 con 2,629.78 MW de generación distribuida en 334,984 contratos de interconexión, de los cuales los sistemas fotovoltaicos representaron 2,611.37 MW. pv magazine México publicó el desglose de la CRE el 14 de abril de 2023. Casi todos esos sistemas quedan por debajo de una sola cifra, 0.5 MW, y esa es la cifra que la mayor parte del material sobre techo solar en México interpreta mal.

El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, exime una central de generación menor a 0.5 MW de contar con permiso de generación de la CRE. No exime nada más. Un arreglo en techo sigue requiriendo un contrato de interconexión con CFE Distribución, un medidor bidireccional, una instalación eléctrica certificada conforme a la NOM-001-SEDE-2012 y aprobación municipal de construcción y uso de suelo.

¿Qué exime en realidad el umbral de 0.5 MW?

Un solo instrumento. Por debajo de 0.5 MW no se solicita a la CRE un permiso de generación. Todos los demás pasos siguen siendo aplicables.

La SENER estableció ese proceso en el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW, publicado en el DOF el 15 de diciembre de 2016. Clasifica los sistemas en baja tensión, por debajo de 50 kW trifásicos o 30 kW monofásicos, media tensión tipo 1 hasta 250 kW, y media tensión tipo 2 de 250 kW a menos de 500 kW. Cuando el circuito requiere un estudio, el manual otorga a CFE Distribución diez días hábiles para emitir el presupuesto de obra y diez días hábiles para firmar el Contrato de Interconexión una vez resueltos los requisitos técnicos. El medidor bidireccional es obligatorio en todos los casos.

Antes de suponer que su proyecto queda dentro del umbral, revise una trampa de unidades. La exención está escrita en MW de capacidad de generación. Una cotización expresada en kWp indica la potencia pico en corriente directa de los módulos, que es una magnitud distinta de la capacidad que declara la solicitud de interconexión. Pregunte al desarrollador qué cifra va en la solicitud, porque de ese número dependen las reglas de generación distribuida en México.

¿Se requieren permisos para instalar un sistema solar en techo en México?

Sí. La afirmación de que no se requieren permisos por debajo de 500 kWp es falsa, y lo es de una forma que cuesta calendario más que dinero.

Un proyecto industrial normal en techo requiere cuatro aprobaciones. El contrato de interconexión con CFE Distribución es la federal, conforme al manual de 2016. La instalación eléctrica debe cumplir la NOM-001-SEDE-2012, publicada en el DOF el 29 de noviembre de 2012, lo que se acredita con el dictamen de una unidad de verificación acreditada bajo el procedimiento para la evaluación de la conformidad del 18 de junio de 2014. La licencia de construcción y la constancia de uso de suelo son municipales, y los requisitos difieren entre municipios, por lo que ninguna afirmación de alcance nacional los cubre. El visto bueno estructural es la cuarta, y en la mayoría de los estados se tramita a través de un director responsable de obra.

Nada de esto es difícil. Todo consume calendario. Un plan de proyecto construido sobre el supuesto de que nada requiere aprobación no llegará a su fecha de energización.

¿Qué ocurre con la electricidad que exporto?

No se vende a la red eléctrica a su tarifa. Las reglas de generación distribuida de la CRE, emitidas como RES/142/2017 y publicadas en el DOF el 7 de marzo de 2017, ofrecen tres esquemas.

La medición neta, el esquema que firma la mayoría de los clientes en México, acredita la energía exportada contra el consumo posterior en lugar de pagarla en efectivo. El crédito que sigue sin usarse después de doce meses se liquida al precio marginal local del nodo, muy por debajo de la tarifa de suministro. La facturación neta factura las inyecciones y el consumo como transacciones separadas y paga la energía inyectada al precio marginal local. La venta total vende toda la generación a ese precio y no autoconsume nada.

La consecuencia práctica es que sobredimensionar un arreglo más allá de su propio consumo diurno convierte kilowatts hora que valen la tarifa de suministro en kilowatts hora que valen el precio mayorista. Dimensione conforme a la carga, no conforme al área de techo.

¿A qué parte de un recibo de CFE puede llegar un sistema en techo?

A menos de lo que sugieren los porcentajes de encabezado, y la razón está en la tarifa, no en los paneles. La CRE fijó la metodología detrás de las tarifas de suministro básico en el Acuerdo A/058/2017, del 23 de noviembre de 2017. Un recibo de gran demanda en media tensión horaria incluye un cargo fijo, cargos de capacidad y de distribución facturados sobre la demanda medida en kW, y cargos de energía divididos en los periodos base, intermedio y punta.

Dos de esos cargos se cobran sobre kilowatts, no sobre kilowatts hora. Un arreglo desplaza energía mientras recibe sol, de modo que mueve los cargos de energía. Que además reduzca la demanda medida detrás de los cargos de capacidad y distribución depende de cuándo ocurre la demanda máxima de la planta. En sitios industriales mexicanos esa demanda máxima suele caer fuera del periodo de generación, o en un intervalo nublado dentro de él, y entonces los cargos ligados a la demanda casi no se mueven. Revise primero el horario de su región y sus propios datos de intervalo.

Dimensione el arreglo por su cuenta antes de que alguien le cotice. Tome doce meses de recibos, separe el total en pesos de los cargos de energía de los cargos por demanda y fijos, y después aplique un rendimiento anual. El estudio Global Photovoltaic Power Potential by Country, del Banco Mundial y ESMAP, publicado en junio de 2020, ubica a México entre los países cuyos promedios de generación diaria de largo plazo superan 4.5 kWh por kWp. A ese nivel, y esta es aritmética nuestra sobre la cifra del Banco Mundial y no un resultado medido, un arreglo de 500 kWp rinde del orden de 820 MWh al año. Esa cifra del Banco Mundial ya incorpora la pérdida por suciedad de 3.5% que supone el informe y 7.5% de pérdidas por inversor, cableado, desajuste entre módulos y sombreado entre filas. Compare ese resultado con su consumo medido en horas de luz. La proporción es el techo de lo que un arreglo puede desplazar, y es la cifra sobre la que conviene discutir. Para el contexto más amplio, vea el argumento a favor del techo solar en México.

¿Hay costos iniciales?

Depende por completo del contrato, y una respuesta que no nombra el contrato no es una respuesta.

Si compra el sistema, se registra como inversión de capital en su balance. Frente a eso, el artículo 34, fracción XIII de la Ley del Impuesto Sobre la Renta permite deducir al 100% el equipo de generación a partir de fuentes renovables en el ejercicio de la inversión. La condición es que los activos permanezcan en operación durante al menos cinco años consecutivos posteriores. Si no se cumple ese requisito, la diferencia entre la deducción de 100% y la tasa ordinaria se vuelve exigible.

Si en cambio toma un arrendamiento o un contrato de compraventa de energía en sitio, un tercero es dueño del sistema, asume la inversión de capital y le factura por kilowatt hora entregado. La ausencia de costo inicial es una característica de esa estructura, no una propiedad del techo solar. Lo mismo ocurre con el mantenimiento. La operación y el mantenimiento quedan dentro del precio de la energía solo cuando un contrato de O&M o un PPA así lo establece.

¿Cuánto tarda un proyecto?

Los pasos regulados son cortos. El resto no. Nada en el manual de interconexión fija el calendario del levantamiento estructural, la compra de módulos e inversores, la licencia municipal, el dictamen de la unidad de verificación o el cambio de medidor, y son esos pasos los que determinan la fecha de energización. No existe una base de datos pública con la duración promedio de un proyecto comercial en techo en México, y Mexico Energy Partners no ha publicado una muestra de plazos. Tome cualquier cifra única que le entreguen como la estimación propia de quien cotiza y pida la ruta crítica que la sustenta.

¿Cuánto duran los módulos y cuánta generación se pierde cada año?

La vida de diseño y la garantía son cosas distintas, y ninguna de las dos es una tasa de degradación. Modele la cifra medida. Dirk Jordan, Sarah Kurtz, Kaitlyn VanSant y Jeff Newmiller publicaron el Compendium of Photovoltaic Degradation Rates en Progress in Photovoltaics en 2016, a partir de más de 11,000 mediciones. Ubica la degradación mediana del silicio cristalino entre 0.5 y 0.6% al año, con una media de 0.8 a 0.9%. También encuentra que los climas más cálidos y los montajes que mantienen alta la temperatura del módulo elevan esa tasa en algunos productos.

Haga la aritmética en los dos escenarios. A 0.6% al año, la generación del año 25 es cerca del 86% de la del primer año. A 0.9% es cerca de 80%. En un techo mexicano caluroso, la cifra más alta es la prudente. Pida al proveedor la ficha técnica del módulo, los dos plazos de garantía y la degradación anual garantizada, y modele conforme a la garantía.

¿Qué pasa en días nublados y de noche?

La generación cae con la irradiancia y se detiene al ponerse el sol. La red eléctrica cubre el resto, y por eso el contrato de interconexión y los cargos por demanda permanecen en el recibo haga lo que haga el arreglo. El almacenamiento con baterías cambia esa respuesta y trae su propia inversión de capital, por lo que corresponde a un caso de negocio aparte. La nota sobre la economía de la generación solar en sitio aborda el tema del perfil de carga.

¿El techo soportará el arreglo?

A veces, y la evaluación no es un trámite. Lo que importa es la vida útil restante del techo frente a la vida de trabajo del arreglo, la separación entre largueros y la carga permisible, la succión del viento sobre el sistema de montaje, y si el diseño usa lastre o perforaciones. Si la cubierta tendrá que reemplazarse antes que el arreglo, el costo de desmontar y volver a instalar debe estar en el modelo desde el inicio. Pregunte quién firma el dictamen. Debería llevar el nombre de un ingeniero estructural con cédula profesional.

Fuentes

• Ley de la Industria Eléctrica, Diario Oficial de la Federación, 11 de agosto de 2014. Artículo 17, exención de permiso de generación por debajo de 0.5 MW.
• Secretaría de Energía, Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW, DOF, 15 de diciembre de 2016. Clases, plazos, medidor y Contrato de Interconexión.
• Comisión Reguladora de Energía, RES/142/2017 en materia de generación distribuida, DOF, 7 de marzo de 2017. Medición neta, facturación neta y venta total.
• Comisión Reguladora de Energía, Acuerdo A/058/2017 del 23 de noviembre de 2017. Metodología de las tarifas finales del suministro básico.
• NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones eléctricas, DOF, 29 de noviembre de 2012, y su Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad, DOF, 18 de junio de 2014.
• Ley del Impuesto Sobre la Renta, artículo 34, fracción XIII. Deducción de 100% del equipo de generación con fuentes renovables, condicionada a cinco años consecutivos de operación.
• pv magazine México, La generación distribuida al cierre del 2022 en México, 14 de abril de 2023, con estadísticas de la CRE al cierre de 2022.
• Banco Mundial y ESMAP, Global Photovoltaic Power Potential by Country, junio de 2020. Generación diaria superior a 4.5 kWh por kWp.
• Dirk Jordan, Sarah Kurtz, Kaitlyn VanSant y Jeff Newmiller, Compendium of Photovoltaic Degradation Rates, Progress in Photovoltaics, 2016. Tasas de degradación del silicio cristalino.