México tiene casi un gigawatt de generación limpia de carga base y una planta no puede comprarla

Un gerente de energía que en diciembre de 2018 arma una estrategia de suministro limpio para una planta en México enfrenta un problema de perfil antes que un problema de precio. La energía eólica y la solar entregan energía, no horas. La geotermia entrega horas. México tiene 936.2 MWe de capacidad geotérmica instalada, según reporta Petroquimex en su número de noviembre a diciembre de 2018, cifra que coloca al país entre los mayores productores geotérmicos del mundo. Casi toda pertenece a CFE y un comprador privado casi no puede contratar nada de ella.

Ese es el hallazgo que conviene llevar a una revisión de abastecimiento. La geotermia es la tecnología cuyo perfil de generación se aproxima más a una carga de manufactura de tres turnos, y es la única tecnología que un comprador industrial mexicano no podía contratar en ningún volumen en 2018. Las ofertas de suministro limpio que llegaban al mercado se construían con energía eólica y solar, de modo que su valor para el comprador tiene que medirse en volumen contratado y Certificados de Energía Limpia, y no en correspondencia hora por hora.

Qué hay en el subsuelo y quién lo tiene

La Ley de Energía Geotérmica, publicada en el Diario Oficial de la Federación en agosto de 2014 como parte de la legislación secundaria de la reforma energética, creó un régimen de permisos de exploración y concesiones de explotación otorgados por la SENER. Los campos que ya operaba CFE se asignaron primero, mediante la Ronda Cero de concesiones aprobada en julio de 2015 (Banco Interamericano de Desarrollo, BID).

Petroquimex, en su número de noviembre a diciembre de 2018, reporta que la SENER había otorgado seis concesiones de explotación, cinco de ellas a CFE y una a una empresa privada, y 26 permisos de exploración repartidos por partes iguales entre CFE y empresas privadas mexicanas. Los campos en operación y sus capacidades:

• Cerro Prieto, Baja California: 570 MW
• Los Azufres, Michoacán: 247.9 MW
• Los Humeros, Puebla: 95.7 MW
• Las Tres Vírgenes, Baja California Sur: 10 MW

La única concesión en manos privadas es Domo de San Pedro, en Nayarit. Conviene corregir una afirmación que circula ampliamente en la cobertura del sector. Cerritos Colorados, en Jalisco, suele mencionarse junto con Domo de San Pedro como una central que entró en operación después de la reforma. No es una central. CFE tiene una concesión sobre el campo y desde la década de 1980 se ha propuesto una primera fase de 25 MW, pero ahí no se ha construido ninguna planta de generación. CFE inició obras civiles en 1980 y las suspendió en 1989 tras daños ambientales, y desde entonces el proyecto ha sido impugnado con el argumento de que el campo se ubica dentro del Bosque de La Primavera, la zona boscosa en el extremo poniente de Guadalajara (piensageotermia).

Al leer la lista de concesiones contra la lista de capacidades, la situación queda clara. Seis concesiones, cinco campos en operación, uno de ellos con 61 % del parque geotérmico nacional, y ese campo está en Baja California.

Dónde está Cerro Prieto pesa más que su tamaño

Cerro Prieto es el mayor activo de generación limpia de carga base del país y está conectado al sistema de Baja California, que en 2018 no estaba interconectado con el Sistema Interconectado Nacional. Durante 2018 la SENER mantuvo en licitación una interconexión de 1,500 MW en ±500 kV de corriente directa y aproximadamente 1,400 kilómetros circuito para enlazar ambos sistemas, con presentación de ofertas el 17 de agosto de 2018 y firma de contrato prevista para el 16 de noviembre de 2018 (Norton Rose Fulbright, junio de 2018). Mientras esa línea no se construya, la producción de Cerro Prieto no está disponible para una planta en Querétaro o Nuevo León a ningún precio.

Para un comprador, eso convierte una cifra nacional de capacidad en una cifra regional. La generación limpia que en realidad puede contratar es la generación limpia que alcanza su nodo. Las consecuencias de conexión y de precios nodales se tratan con mayor detalle en nuestro análisis de las restricciones de transmisión y distribución en México.

La cartera es un programa de riesgo, no un programa de construcción

El instrumento previsto para incorporar geotermia privada al mercado es el Risk Mitigation and Geothermal Financing Program, aprobado por el Banco Interamericano de Desarrollo en junio de 2014 por USD 120.1 millones: USD 54.3 millones del Clean Technology Fund, USD 54.3 millones del BID a través de Nacional Financiera y USD 11.5 millones de la SENER. Del total, USD 85.8 millones son crédito y USD 34.3 millones son recursos no reembolsables. Opera mediante créditos convertibles, garantías y un mecanismo de seguro desarrollado con Munich Re, todo ello dirigido a la etapa de perforación exploratoria, donde fracasan los proyectos geotérmicos.

La meta declarada del programa es de hasta 300 MW de capacidad nueva. Los propios materiales del BID señalan un plazo de seis años en el anuncio de 2014 y de diez años en sus páginas de mercados financieros, por lo que conviene tomar la fecha de entrega como no definida, no así la capacidad.

Circulan cifras mayores de adiciones geotérmicas en México sin fuente que las respalde, frente al único programa financiado en el mercado, cuya meta es de 300 MW. A nuestro juicio, 300 MW es la cifra que debe usar un plan de abastecimiento, y aun esa debe tratarse como un techo de lo que un instrumento de mitigación de riesgo puede inducir, no como una construcción comprometida.

También se citan con frecuencia en este sector montos de financiamiento a la investigación sin fecha. 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 y se financia principalmente con transferencias del presupuesto federal. Las asignaciones a investigación geotérmica que se le atribuyen circulan sin fecha de reporte, y no las publicamos, por el mismo criterio expuesto en nuestra nota sobre el financiamiento de proyectos de energía renovable y limpia.

Qué cambia esto en un contrato de suministro limpio

La Ley de Transición Energética, publicada en el DOF el 24 de diciembre de 2015, fija una participación mínima de energías limpias en la generación nacional de 25 % para 2018, 30 % para 2021 y 35 % para 2024. Lo limpio es más amplio que lo renovable. Conforme al artículo 3, fracción XXII de la Ley de la Industria Eléctrica, comprende la generación nuclear y la cogeneración eficiente que cumple los criterios de la CRE, además de la geotermia, la eólica, la solar, la hidroeléctrica y la biomasa. La geotermia cuenta. También cuenta una unidad de cogeneración en su propio sitio.

Tres consecuencias prácticas para una instalación que negocia suministro hacia 2019:

• Un suministrador que ofrece suministro limpio casi con seguridad ofrece volumen eólico o solar más CEL. Pida la fuente de generación por central y por nodo, no por etiqueta tecnológica.
• La correspondencia hora por hora entre una carga industrial continua y la generación limpia no se podía comprar en México en 2018 sin almacenamiento o cogeneración. Si un compromiso de sustentabilidad está redactado en términos horarios, el compromiso y el mercado no coinciden.
• La cogeneración eficiente es la única opción limpia que una planta con carga térmica controla de manera directa, y genera CEL que se aplican a la obligación de la propia instalación como Participante Obligado.

Qué preguntar antes de firmar una oferta de suministro limpio

• Qué centrales específicas respaldan la oferta, en qué nodos, y qué ocurre con el precio si la congestión separa esos nodos del suyo.
• Si los CEL están incluidos en el precio cotizado, se trasladan al comprador o quedan excluidos, y quién asume el riesgo de un cambio en el requisito anual.
• El volumen contratado en MWh por año frente a su consumo real, y cuánto paga por el faltante en las horas en que las centrales no generan.
• Los cargos de transmisión y distribución, incluido el porteo, presentados por separado del precio de la energía.
• Para un sitio en Baja California, si la oferta supone la interconexión con el sistema nacional y en qué fecha.

Revise qué respalda en realidad su oferta de suministro limpio

Mexico Energy Partners revisa las propuestas de suministro limpio frente a la generación que las respalda, el tratamiento de los CEL en el contrato y la exposición nodal que asume la instalación. Una revisión inicial requiere el borrador de la oferta o el term sheet, 12 meses de facturación de CFE y la tensión de conexión y la ubicación del sitio.

Solicite una revisión de su contrato de suministro limpio

Nuestros equipos de abastecimiento de energía y gestión de proyectos trabajan en estas evaluaciones.