La restricción de la eólica en México es regulatoria, no física

Hace cinco semanas, el 17 de abril de 2022, la Cámara de Diputados rechazó la reforma constitucional en materia eléctrica. Obtuvo 275 votos a favor, por debajo de la mayoría de dos terceras partes que exige una reforma constitucional. Diez días antes, el 7 de abril de 2022, la Suprema Corte de Justicia de la Nación desestimó la acción de inconstitucionalidad 64/2021 promovida contra la reforma de marzo de 2021 a la Ley de la Industria Eléctrica, porque ninguno de los preceptos impugnados alcanzó los ocho votos necesarios para una declaratoria general de inconstitucionalidad. Para un fabricante que tiene o evalúa un contrato de suministro respaldado con energía eólica, esas dos fechas definen el entorno de operación. La ley se mantuvo. La reforma constitucional no pasó. Ninguno de los dos resultados le da a un proyecto eólico privado la certeza que necesita para llegar a un cierre financiero en términos ordinarios.

Esa es la situación de la energía eólica en México en 2022, y no es un problema de recurso. La evaluación del NREL de abril de 2022, Mexico: North American Clean Energy Powerhouse, ubica el potencial técnico eólico nacional de México en 3,669 GW frente a unos 7 GW instalados. El recurso existe. Lo que cambió fue el marco de reglas a su alrededor, y ese marco es lo que un gerente de planta tiene que valuar.

Qué hizo en realidad la reforma de marzo de 2021

El decreto que reformó la Ley de la Industria Eléctrica se publicó en el DOF el 9 de marzo de 2021. Tres cambios importan en lo comercial.

• Orden de despacho. Sustituyó el despacho estricto por mérito económico por un orden que favorece la generación propia de CFE: primero la hidroeléctrica y después las centrales nucleoeléctricas, geotérmicas, de ciclo combinado y termoeléctricas de CFE, por delante de la eólica y la solar privadas.
• Certificados de Energías Limpias. Extendió la elegibilidad de los CEL a la generación limpia sin importar su fecha de entrada en operación comercial, con lo que las centrales legadas de CFE pueden recibir certificados. Eso diluyó el valor de los CEL para las renovables privadas posteriores a 2014, que eran justamente a las que el mecanismo se había diseñado para retribuir.
• Permisos legados. Los artículos transitorios instruyeron a la CRE a revocar los permisos de autoabastecimiento obtenidos mediante actos constitutivos de fraude a la ley y sometieron a revisión los contratos legados.

Conviene decir con claridad lo que la reforma no hizo, porque con frecuencia se afirma lo contrario. No le dio a CFE permiso para quemar combustibles fósiles. CFE siempre ha generado con combustóleo, gas y carbón, y sigue siendo el mayor generador térmico del país. La reforma no modificó la Constitución, no eliminó el Mercado Eléctrico Mayorista, no suprimió los permisos privados de generación ni retiró al CENACE como operador del sistema. Desde entonces, su aplicación ha estado bloqueada en buena medida por suspensiones otorgadas en juicios de amparo. Afirmar que la reforma entró en vigor y reordenó el despacho exagera lo que ocurrió en la práctica.

El cambio que sí le ha costado dinero a los titulares privados de permisos es otro y es anterior. La CRE revisó la tarifa de transmisión de porteo estampilla aplicable a los titulares de contratos de interconexión legados, es decir a los permisos de autoabasto y de cogeneración heredados del régimen anterior a 2014, y se reportó que el cargo más alto aplica desde julio de 2020. La Jornada informó el 11 de junio de 2020 que CFE Intermediación de Contratos Legados incrementó esas tarifas de porteo entre 427% y 811% según el nivel de tensión. La central Eurus de Acciona, de 250.5 MW, en La Venta, Oaxaca, puesta en operación en 2009 como proyecto de autoabasto para CEMEX, es exactamente la estructura a la que apunta esa revisión. Si su planta toma energía bajo un esquema de autoabasto, el porteo es la línea del recibo que conviene auditar primero.

Qué tan grande es realmente el parque eólico y por qué difieren las fuentes

La AMDEE, la asociación eólica mexicana, reportó 7,154 MW instalados en 68 parques eólicos de 14 estados, con cerca de 3,100 aerogeneradores, que aportaban alrededor del 7% de la generación eléctrica nacional, a mayo de 2021. Su presidente, Leopoldo Rodríguez Olivé, presentó esas cifras en el congreso Mexico Windpower 2021 el 18 de mayo de 2021 (Infobae, 19 de mayo de 2021). El NREL maneja la misma cifra de 7,154 MW para 2021. El PRODESEN 2022-2036 de la SENER registra 6,977 MW de capacidad eólica en el Sistema Eléctrico Nacional al 31 de diciembre de 2021.

Ambas cifras son defendibles. La AMDEE contabiliza parques eólicos en operación y el PRODESEN contabiliza capacidad registrada en el sistema nacional. Cite una, identifique la fuente y no las promedie. En las tablas por estado del NREL para 2021 el parque está concentrado: Oaxaca 2,758 MW, Tamaulipas 1,715 MW y Nuevo León 793 MW.

México tampoco empezó con la energía eólica en 2009. CFE puso en operación una central eólica piloto en La Venta, Oaxaca, en 1994, con siete aerogeneradores de 225 kW cada uno, alrededor de 1.5 MW en total. La Venta II, de 83.3 MW, entró en operación en enero de 2007 (Revista Digital Universitaria, UNAM, diciembre de 2007). Eurus siguió en 2009. El país acumula casi tres décadas de historia operativa en el Istmo de Tehuantepec, y las lecciones de licencia social de esa historia explican en parte por qué hoy la participación comunitaria forma parte de todo plan de proyecto serio.

Cuánto cuesta la energía eólica, sobre bases declaradas

La economía de los aerogeneradores y de los proyectos mejoró de forma sostenida durante la década de 2010. El informe Renewable Power Generation Costs in 2020 de IRENA, publicado en junio de 2021, ubica el costo total instalado promedio ponderado global de la eólica terrestre en USD 1,355 por kW en 2020, con un costo nivelado de la energía promedio ponderado global de USD 0.039 por kWh. Entre 2010 y 2020, IRENA registra una caída de 31% en el costo instalado y de 56% en el LCOE.

Aquí se confunden dos unidades, y la confusión sale cara. El costo instalado se expresa en USD por kW de capacidad, en el orden de los miles bajos. El LCOE se expresa en USD por MWh de energía, en el orden de las decenas. Cualquier propuesta que cotice un costo instalado por kW cercano a un precio de energía por MWh tiene un error de unidades, y conviene volver a revisar el resto de ese modelo.

La evidencia de precios en México está en las subastas de largo plazo y no en licitaciones vigentes. La tercera subasta, SLP-1/2017, se falló el 22 de noviembre de 2017 y asignó 2,562 MW en 14 proyectos, de los cuales 689 MW fueron eólicos, a un promedio de USD 20.57 por MWh empaquetado con un Certificado de Energía Limpia. Ese CEL incluido forma parte del precio. Omitirlo hace que la cifra parezca un precio de energía a secas, y no lo es.

El canal de subastas está cerrado, así que el abastecimiento corre por otras vías

La recomendación de "realizar más subastas de renovables" describe un mecanismo que ya no operaba cuando se escribió este texto. El CENACE suspendió la cuarta subasta de largo plazo el 3 de diciembre de 2018 y anunció su cancelación el 1 de febrero de 2019. Desde entonces no se ha celebrado ninguna subasta de largo plazo. Un comprador que espera a que la próxima subasta reajuste los precios de mercado espera algo que no tiene convocatoria detrás.

Quedan cuatro rutas abiertas para una carga industrial, y cada una tiene un perfil de riesgo distinto en el entorno actual:

• PPA bilateral con un Suministrador de Servicios Calificados, disponible para una carga registrada como Usuario Calificado ante la CRE. El umbral es de 1 MW de demanda, medida como demanda máxima registrada en kW en los 12 meses previos conforme al acuerdo de la SENER publicado en el DOF el 1 de marzo de 2017, y no como consumo anual.
• Participación directa en el Mercado Eléctrico Mayorista, que exige 5 MW de demanda y al menos 20 GWh de consumo anual para firmar un Contrato de Participante del Mercado con el CENACE. La exposición es al Precio Marginal Local nodal, que varía por nodo con la congestión y las pérdidas.
• Generación en sitio por debajo de 0.5 MW, con interconexión conforme al Manual de Interconexión de la SENER (DOF, 15 de diciembre de 2016) y a la resolución RES/142/2017 de la CRE (DOF, 7 de marzo de 2017), sin necesidad de permiso de generación de la CRE. El límite aplica a la capacidad de generación, no a la carga del sitio.
• Autoabasto legado, que es la estructura bajo revisión explícita y que carga con la exposición al porteo descrita arriba.

Qué cambiaría esta lectura

Una decisión de la CRE que restablezca un tratamiento de porteo viable para los titulares de permisos legados, o una serie de sentencias de amparo que resuelvan de fondo la cuestión del despacho en lugar de suspenderla caso por caso, restablecería las condiciones que la eólica privada necesita. Una nueva convocatoria de subasta de largo plazo tendría el mismo efecto. No vemos ninguna de esas posibilidades como cercana. El riesgo para esta lectura también corre en sentido contrario. Si se acotan las suspensiones de amparo, el orden de despacho de marzo de 2021 se vuelve operativo, y la generación eólica y solar ya contratada a precios ligados al mercado asume un riesgo de recorte que la mayoría de los PPA firmados antes de 2021 no asigna con claridad. Revise las cláusulas de recorte de generación y de cambio en la ley de cualquier PPA eólico que tenga antes de suponer que la exposición recae en el generador.

Revise la exposición regulatoria de su contrato de suministro eólico

Mexico Energy Partners puede analizar un contrato de suministro o de autoabasto respaldado con energía eólica frente al marco de reglas vigente e identificar dónde recaen realmente los riesgos de cambio en la ley, de recorte de generación, de entrega de CEL y de escalamiento del porteo. La revisión requiere el contrato, 12 meses de facturación de CFE y la documentación del permiso de la central que suministra.

Agende una revisión de su contrato de suministro eólico

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