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Cómo dimensionar renovables en sitio y fuera de sitio en México

Onsite versus offsite renewables in Mexico: a sizing decision

Un sitio en México que quiere energía renovable se topa con un umbral antes que con cualquier pregunta comercial. El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, exime a la generación menor a 0.5 MW de contar con permiso de generación de la CRE. Por debajo de esa línea, una planta firma un contrato de interconexión con CFE Distribución y puede usar medición neta. Por encima, el proyecto necesita permiso, un estudio de interconexión del CENACE y una estructura de suministro distinta. El área de azotea aprovechable, y no la preferencia, decide de qué lado de la línea queda un sitio.

La segunda pregunta es qué cargo del recibo de CFE mueve cada ruta. La energía generada detrás del medidor elimina un cargo por energía y los componentes de red por kilowatt hora asociados a él. La energía comprada a una central fuera de sitio sigue pagando porteo. La CRE fijó las tarifas de transmisión de 2024 en el Acuerdo A/069/2023 del 13 de diciembre de 2023, publicado por CFE Transmisión en el DOF el 30 de enero de 2024. Por debajo de 220 kV son de 0.1085 pesos por kWh en inyección y 0.1769 pesos en extracción.

Eso convierte el asunto en aritmética y no en preferencia. Dos cálculos lo deciden. Qué proporción del consumo anual puede soportar físicamente la azotea, y si la ventaja de costo de una central a gran escala supera los cerca de 0.2854 pesos por kWh de porteo de transmisión y los cargos que vienen detrás.

Qué exime la línea de 0.5 MW y qué no

La exención cubre el permiso de generación de la CRE y nada más. Un sistema en azotea por debajo del umbral sigue necesitando un contrato de interconexión con CFE Distribución, las autorizaciones municipales de construcción y uso de suelo, y el visto bueno estructural y eléctrico en la mayoría de los sitios. La SENER publicó el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW en el DOF el 15 de diciembre de 2016. Fija un máximo de 13 días para atender una solicitud que no requiere estudio de interconexión y de 18 días cuando sí se requiere, contados desde el registro de la solicitud hasta que se realiza la interconexión. Cuando el distribuidor exige obras específicas, el manual suma a esos plazos el tiempo necesario para pagar las aportaciones y construirlas. Son plazos publicados, no promedios observados, y los trámites municipales corren por fuera.

Por encima de 0.5 MW el proyecto cambia de categoría. El CENACE realiza el estudio de interconexión conforme al Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga de la SENER, publicado en el DOF el 9 de febrero de 2018. Ese manual establece conjuntos de estudios distintos para centrales de 0.5 a 10 MW y para centrales de más de 10 MW, que abarcan estado estable, estabilidad transitoria, cortocircuito, coordinación de protecciones y calidad de la energía. Cada estudio adicional alarga el ciclo previo a que se fije una fecha de conexión.

Los incentivos que existen y uno que nunca existió

México nunca ha operado una tarifa de inyección a la red (feed-in tariff) para la generación renovable. Las disposiciones de generación distribuida de la CRE, emitidas como RES/142/2017 y publicadas en el DOF el 7 de marzo de 2017, contemplan tres esquemas de interconexión y ningún cuarto.

Bajo medición neta, la energía exportada se acredita en kilowatt hora contra consumo posterior, y el crédito no utilizado después de doce meses se liquida al precio marginal local del nodo. Bajo facturación neta, las inyecciones se pagan a ese precio nodal, que se ubica por debajo de la tarifa al usuario final. Bajo venta total se vende toda la producción y nada se autoconsume. Ninguno de los tres paga una prima por las exportaciones, y ninguno es una venta de regreso a la red eléctrica a la tarifa que el sitio paga por su propio suministro. Nuestra nota sobre la generación distribuida en México explica cómo funcionan los esquemas en la práctica.

El incentivo fiscal es real y específico. El artículo 34, fracción XIII de la Ley del Impuesto sobre la Renta permite una deducción de 100% en el ejercicio de la inversión para el equipo destinado a generar energía de fuentes renovables, siempre que se mantenga en operación durante al menos cinco años posteriores a ese ejercicio. El beneficio corresponde a quien sea propietario del activo. Bajo un contrato de compraventa de energía, el desarrollador es dueño del equipo, de modo que la deducción queda incorporada en la tarifa y no en el rendimiento del comprador.

Cero capital inicial no es cero costo

Un PPA solar elimina el desembolso de capital, no el costo. El diseño, la ingeniería y la instalación se recuperan a través de la tarifa de energía a lo largo del plazo del contrato, de manera que el comprador adquiere el mismo equipo en un calendario diferido y con el costo de capital del desarrollador incorporado. Tres números resuelven el caso. La tarifa del PPA, la tarifa de CFE que desplaza y el costo nivelado de un sistema adquirido en propiedad y deducido conforme al artículo 34. Solo los dos primeros aparecen en una propuesta de PPA. Nuestra nota sobre los contratos corporativos de compraventa de energía en México revisa los términos que deciden cuál gana.

Qué cargo mueve cada ruta

La CRE aprobó las tarifas finales del suministro básico para 2024 en el Acuerdo A/073/2023, publicado en el DOF el 29 de enero de 2024. La tarifa se integra con seis componentes: transmisión, distribución, la operación propia de la empresa de suministro básico, la operación del CENACE, los servicios conexos no incluidos en el mercado mayorista a 0.0062 pesos por kWh para 2024, y generación, que a su vez se divide en energía y capacidad. En GDMTH el cargo por energía se divide en los periodos base, intermedio y punta, y el cargo por capacidad lo fija la demanda medida en el periodo punta.

Esa estructura determina lo que ahorra la solar en sitio. La producción autoconsumida elimina el cargo por energía de esos kilowatt hora y los componentes de red asociados a ellos. No reduce el cargo por capacidad salvo que la generación coincida con las horas punta que el esquema tarifario define para esa región y esa temporada. Dimensione el caso primero sobre los bloques de energía y trate una reducción de capacidad como una afirmación aparte que debe comprobarse con datos por intervalo.

La ruta fuera de sitio mueve un conjunto distinto. Un sitio que compra a una central a gran escala lo hace como Usuario Calificado o a través de un suministrador calificado, y el precio entregado carga el porteo señalado arriba más distribución cuando el sitio se conecta por debajo de la tensión de transmisión. IRENA reportó un costo nivelado promedio ponderado global de 0.049 dólares estadounidenses por kWh para la solar fotovoltaica a gran escala que entró en operación en 2022, en Renewable Power Generation Costs in 2022, publicado en agosto de 2023. Que esa ventaja sobreviva al porteo depende de la tensión de conexión.

Qué proporción de la carga puede soportar una azotea

Este es el cálculo que la comparación suele omitir. El Banco Mundial y ESMAP ubicaron a México entre los países cuya producción fotovoltaica diaria de largo plazo supera 4.5 kWh por kWp instalado, en Global Photovoltaic Power Potential by Country, publicado en 2020. A ese nivel, un kWp rinde alrededor de 1,640 kWh al año. La cifra del Banco Mundial ya está neta de la pérdida por suciedad de 3.5% que supone el informe y de 7.5% por inversor, cableado, desacoplamiento y sombreado entre filas, de modo que es una producción del sistema y no del módulo. Suponga un módulo de alrededor de 500 Wp que mide aproximadamente 2.1 por 1.05 metros, es decir unos 2.2 metros cuadrados cada uno. Con ese supuesto, un MWp de módulos cubre cerca de 4,400 metros cuadrados de superficie de módulo. La azotea aprovechable tiene que ser todavía mayor una vez que se descuentan andadores, domos y separaciones perimetrales.

Aplique esas cifras como ilustración a una azotea de 20,000 metros cuadrados. Si la mitad es aprovechable, el área soporta algo cercano a 2.3 MWp y alrededor de 3.7 GWh al año. Frente a un consumo anual de 20 GWh, eso cubre menos de una quinta parte. Frente a 6 GWh, cubre cerca de tres quintas partes. Esa relación le indica a una planta qué ruta cotizar primero. La economía en sitio que hay detrás se expone en nuestra nota sobre el argumento a favor de la solar en azotea en México.

Una consecuencia alcanza a las azoteas grandes. El arreglo de 2.3 MWp de esa ilustración supera cuatro veces la exención, de modo que un sistema de ese tamaño no sería un proyecto de generación distribuida. Necesita permiso de la CRE y estudio del CENACE, y la medición neta no le aplica. Los sitios que quieren permanecer dentro del régimen de generación distribuida limitan el arreglo por debajo de 0.5 MW y aceptan cubrir una proporción menor de la carga. Esa disyuntiva es el contenido real de la pregunta entre generación en sitio y fuera de sitio.

Lo que ninguna de las dos rutas entrega

Un sistema solar conectado a la red sin almacenamiento no mantiene una planta operando durante una interrupción. El manual de la SENER de 2016 exige protección anti-isla, de modo que los inversores se desconectan cuando falla la red eléctrica. La continuidad del suministro es una compra aparte que requiere almacenamiento o generación diseñada para operar en isla. Los contratos fuera de sitio tienen la limitación espejo. Un portafolio geográficamente diverso suaviza el perfil de generación que respalda el contrato, y el suministro físico sigue llegando por las mismas líneas de CFE y se detiene cuando ellas se detienen.

Conviene precisar quién es responsable de cada permiso, porque presentar un expediente ante la institución equivocada cuesta meses. El CENACE realiza los estudios de interconexión y administra la cola de solicitudes. La autorización en materia de impacto ambiental corresponde a la SEMARNAT conforme a la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. La evaluación de impacto social prevista en el artículo 120 de la Ley de la Industria Eléctrica se presenta ante la SENER.

La afirmación sobre carbono merece el mismo cuidado. Conforme a la Ley de la Industria Eléctrica, el atributo limpio de la generación queda incorporado en los Certificados de Energías Limpias, que se expiden al generador. El autoconsumo detrás del medidor reduce las compras a la red eléctrica, y la reducción de Alcance 2 se desprende de los kilowatt hora medidos. Un contrato fuera de sitio lleva un atributo limpio solo si el contrato lo transfiere.

La regla de decisión

Dimensione primero la azotea, porque es el único dato que no se negocia. Convierta el área aprovechable a kWp, multiplique por el rendimiento anterior y divida entre el consumo anual que arrojan doce meses de recibos de CFE. A nuestro juicio, una azotea que cubre menos de una tercera parte de la carga rara vez justifica ser la única ruta cotizada. Después aplique el umbral. Por encima de 0.5 MW, coloque el permiso de la CRE y el estudio del CENACE en la ruta crítica desde el primer día. Por debajo, el contrato de interconexión con CFE Distribución es el único trámite federal, con las autorizaciones municipales corriendo en paralelo.

Conozca para qué ruta califica su sitio

Envíe doce meses de recibos de CFE, la clase tarifaria, la tensión de conexión, el área aprovechable de azotea y de patio en metros cuadrados, y la dirección del sitio. Mexico Energy Partners devolverá los kWp instalables en esa área, la proporción del consumo anual que cubrirían, si el sistema queda por debajo o por encima de la exención de permiso de 0.5 MW, y cuánto cuesta la alternativa fuera de sitio una vez sumados los cargos de transmisión y distribución. Si la azotea no puede soportar carga suficiente para que importe, eso aparece en la primera página. No se promete nada sobre ahorros ni elegibilidad antes de leer los recibos.

Fuentes