Los riesgos aumentan en el mercado eléctrico de México
Tres cambios regulatorios en siete semanas
El CENACE emitió un acuerdo el 29 de abril de 2020 que suspendió las pruebas preoperativas de centrales fotovoltaicas y eólicas e impidió nuevas solicitudes de pruebas. Las centrales terminadas no pueden entrar en operación. Los fabricantes que habían contratado suministro de esas centrales tienen que conseguir energía en otra parte, con poca anticipación, en un mercado en el que la cuarta subasta de largo plazo se canceló el 1 de febrero de 2019 y nunca fue sustituida.
Ese es el cambio que recibió la cobertura. También es el menor de los tres que ocurrieron entre finales de abril y mediados de junio de 2020. La SENER publicó su Acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional en el DOF el 15 de mayo de 2020. La CRE revisó la tarifa de porteo estampilla de transmisión que se cobra a los titulares de contratos de interconexión legados, los permisos de autoabasto y cogeneración heredados del régimen anterior a 2014.
Para un gerente de planta en México, la revisión del porteo es la que llega en el recibo de energía eléctrica del próximo trimestre. La Jornada informó el 11 de junio de 2020 que CFE Intermediación de Contratos Legados elevó esas tarifas de porteo entre 427 % y 811 % según el nivel de tensión. En alta tensión el cargo pasó de 0.049 a 0.2785 pesos por kWh, un aumento de 468 %. Si su instalación toma energía mediante una estructura de autoabasto legado, eso representa un aumento inmediato y sin cobertura en el componente de transmisión de su costo entregado. La suspensión de la puesta en marcha es un riesgo de disponibilidad. La revisión del porteo es un recibo.
La suspensión de la puesta en marcha
La posición del CENACE es que las medidas son una respuesta temporal a la epidemia de COVID-19 y buscan sostener la confiabilidad del sistema. No se fijó fecha de término. La COFECE emitió una opinión formal en contra del acuerdo. Jueces federales concedieron suspensiones provisionales contra el acuerdo el 18 de mayo de 2020, y el 25 de mayo de 2020 se reportó una suspensión definitiva (La Jornada, 18 de mayo de 2020, y Proceso, 25 de mayo de 2020).
De modo que la situación jurídica a mediados de junio de 2020 está en disputa y no resuelta, y ahí está el problema operativo. Un amparo protege a quien lo promovió. No restablece un calendario de pruebas publicado para los demás, y no le dice a un comprador cuándo energizará una central específica. Trate cualquier fecha de operación comercial que le entregue un desarrollador durante este periodo como un pronóstico, y pregunte qué protección da el expediente de amparo a esa central en particular.
La política de confiabilidad
La Política de Confiabilidad de la SENER establece la política nacional en materia de confiabilidad, seguridad, continuidad y calidad en el Sistema Eléctrico Nacional. Se coloca por encima de las decisiones operativas del CENACE, sin sustituirlas. Su relevancia comercial para un comprador industrial la leemos de la siguiente manera. Los criterios de confiabilidad se convierten en una palanca discrecional sobre los estudios de interconexión y el trato en el despacho, aplicada por un operador del sistema cuyo propio acuerdo de abril ya está impugnado en tribunales. No vamos a caracterizar disposiciones que no podemos citar, y los compradores con una solicitud de interconexión en curso deberían pedir a sus abogados que lean el texto publicado frente a las condiciones de sus propios permisos, en lugar de apoyarse en resúmenes.
La revisión del porteo, y por qué es distinta en su naturaleza
Las otras dos medidas actúan sobre centrales nuevas y solicitudes nuevas. La revisión del porteo modifica un término económico dentro de permisos emitidos antes de la reforma de 2014. Los contratos de interconexión legados incluían una tarifa estampilla preferente por el uso de las redes de transmisión y distribución. Esa preferencia se eliminó. La justificación declarada de CFE, según La Jornada del 11 de junio de 2020, es alinear los cargos de los contratos legados con el Mercado Eléctrico Mayorista, y cita 22,800 millones de pesos de ingresos no percibidos en tres años.
Conviene hacer la aritmética antes de la siguiente revisión presupuestal. Lo que sigue es ilustrativo y no constituye una cotización para ninguna instalación.
- Suponga una planta que portea 20 GWh al año bajo una estructura de autoabasto legado en alta tensión.
- El incremento de porteo reportado por La Jornada es 0.2785 menos 0.049, es decir, 0.2295 pesos por kWh.
- 20,000,000 kWh a 0.2295 pesos por kWh equivalen a cerca de 4.59 millones de pesos al año de costo nuevo, antes de cualquier cambio en el componente de energía.
Sustituya su propio volumen porteado y su nivel de tensión. Lo relevante es el orden de magnitud. Una línea de costo que era un error de redondeo en un modelo de autoabasto construido en 2016 hoy es lo bastante grande como para cambiar el orden de las opciones de suministro.
El supuesto que acaba de romperse
Hasta este año, las restricciones en el sector eléctrico mexicano se aplicaban hacia adelante. La cancelación de la cuarta subasta de largo plazo no alteró los contratos adjudicados en las tres primeras. Las reglas nuevas alcanzaban a los proyectos nuevos. Ese patrón es lo que permitía a promotores y compradores modelar las estructuras legadas como fijas.
La revisión del porteo alcanza hacia atrás. En nuestra opinión, el supuesto de trabajo de que un permiso anterior a 2014 está protegido en sus términos económicos ya no se sostiene, y cualquier modelo que aún lo cargue debería retirarlo. Este es el cambio que señalaríamos a un consejo de administración, por delante de la suspensión de la puesta en marcha, porque es cuantificable y aplica a centrales que ya están operando.
Dónde está en realidad la restricción de la red
La justificación declarada del acuerdo del CENACE es la estabilidad de la red ante una alta penetración eólica y solar. No conocemos ningún estudio público y fechado que atribuya la inestabilidad del Sistema Eléctrico Nacional a la participación renovable, y ni el acuerdo de abril ni la política de mayo publican los datos de despacho y de recorte de generación por nodo que sustentarían esa atribución.
Nuestra lectura es que la restricción determinante es el capital de transmisión y no la participación eólica y solar en la mezcla, y que una pausa en la puesta en marcha no construye un solo kilómetro de línea de transmisión. Revisaríamos esa postura si el CENACE publicara datos de confiabilidad y de recorte de generación por nodo que mostraran la producción renovable como causa de los eventos que cita el acuerdo. Mientras no lo haga, el argumento descansa en una afirmación, y los compradores deberían planear con base en los hechos operativos y no en la justificación.
Qué revisar en los próximos 60 días
- Si alguna parte de su suministro proviene de un permiso de autoabasto o de cogeneración legado, y las nuevas tarifas de porteo que le entregue por escrito su suministrador.
- Su costo entregado por MWh recalculado con el nuevo porteo, con los cargos de energía y los cargos de red presentados por separado y no compensados entre sí.
- Para cualquier PPA con una central aún no puesta en marcha, el estatus de pruebas de esa central por escrito, junto con las cláusulas de retraso, fuerza mayor y terminación.
- Su demanda máxima registrada en kW en los últimos 12 meses frente al umbral de 1 MW para la condición de Usuario Calificado, establecido por el acuerdo de la SENER publicado en el DOF el 1 de marzo de 2017, si está evaluando pasar de CFE Suministro Básico a suministro calificado.
- Si el componente de CEL de cualquier oferta se cotiza por separado de la energía, y a qué costo supuesto.
Lecturas relacionadas: nuestro análisis de la cuarta subasta cancelada y las subastas privadas que la sustituyen, nuestro análisis de política regulatoria y cómo estructuramos el abastecimiento de energía para instalaciones industriales.
Cuantifique su exposición antes del siguiente ciclo de facturación
Mexico Energy Partners puede modelar el efecto del cargo de porteo revisado sobre el costo entregado por MWh de una instalación específica y comparar el resultado con rutas de suministro alternativas. La revisión requiere 12 meses de facturación de CFE o del suministrador, el permiso o contrato bajo el cual se portea la energía, y datos por intervalo donde el medidor los registre. La revisión produce una comparación de costos, no una garantía de ahorros ni de elegibilidad para ninguna estructura de suministro.