Un programa residencial, y por qué un gerente de planta debería leerlo de todos modos
El esquema de bonos solares que se pilotea en México es un programa residencial. Coloca sistemas fotovoltaicos en techos de hogares subsidiados y recupera el costo a través del recibo de energía eléctrica. Ninguna instalación industrial ni comercial de gran tamaño es elegible, y nada en él cambia lo que una fábrica paga por su energía. Aun así, merece diez minutos del tiempo de un responsable de operaciones, porque el razonamiento que lo sustenta deja al descubierto el error más común en el análisis de energía solar en techo en México: tratar el subsidio residencial como si aplicara a una empresa.
No aplica. Las tarifas industriales y las de grandes usuarios comerciales no están subsidiadas como lo están las tarifas residenciales, de modo que el caso de recuperación de la inversión para el techo de una planta debe construirse sobre la tarifa de la propia instalación, su perfil de carga y las reglas de generación distribuida, nunca sobre una comparación tomada de un programa residencial.
En qué consiste el piloto, y una cifra que no puede ser correcta
Iniciativa Climática de México, una organización de política climática, diseñó un mecanismo de bonos solares que canaliza una parte del gasto en subsidios eléctricos hacia sistemas fotovoltaicos en techos de zonas con subsidio elevado, con un piloto apoyado por el programa Partnering for Accelerated Climate Transitions del Reino Unido.
Circulan cifras del piloto y de su escalamiento nacional sin una fuente rastreable, y conviene señalar una de ellas. La afirmación de que el programa podría producir 1,690 MW de capacidad solar mediante la instalación de 25,000 paneles solares implica 67.6 kW por panel. Un módulo fotovoltaico a la venta en 2022 tiene una potencia nominal de cientos de watts, por lo que la cifra está errada por más de dos órdenes de magnitud. Los montos de subsidio, los ahorros de emisiones, el número de empleos y los costos del programa que se citan junto con ella no pueden rastrearse a una fuente con fecha igual o anterior a la publicación de este artículo, y no los repetimos aquí.
Lo que sí puede afirmarse sin cifras: el mecanismo convierte un subsidio público recurrente en un activo de capital sobre el techo de una vivienda, y su justificación depende de si el subsidio evitado durante la vida útil del sistema supera el costo del financiamiento. Ese es un argumento legítimo de finanzas públicas. No es un argumento sobre el suministro eléctrico industrial.
Quién paga en realidad el subsidio residencial
El subsidio eléctrico residencial en México es una transferencia federal. Se administra a través de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, y las tarifas las aprueba la Comisión Reguladora de Energía. CFE es una empresa productiva del Estado y un participante del mercado. No es el regulador, no fija las tarifas, y el subsidio residencial no es una línea de costo de CFE.
Esa distinción se ha confundido en la cobertura del programa, que suele describirse como una reducción del costo de los subsidios para CFE y una mejora de su rentabilidad. No hace ninguna de las dos cosas de forma directa. Cualquier beneficio fiscal corresponde al presupuesto federal. La razón para precisarlo es práctica: un comprador comercial que cree que CFE fija las tarifas negociará con la parte equivocada y leerá mal qué costos del recibo están regulados y cuáles son susceptibles de competencia.
La regla que rige un techo comercial
La generación fotovoltaica en techo en México se ubica en el régimen de generación distribuida que supervisa la CRE. Dos instrumentos lo definen. El Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW de la SENER, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 15 de diciembre de 2016, y la Resolución RES/142/2017 de la CRE, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017, que establece las disposiciones administrativas, los modelos de contrato y la metodología de contraprestación.
Tres puntos que un responsable de instalaciones debe manejar con precisión.
El umbral es de 0.5 MW y aplica a la capacidad de generación. No a la demanda de la instalación ni a su consumo anual. Una planta que toma 3 MW puede instalar un sistema de generación distribuida, pero el sistema debe mantenerse por debajo de 0.5 MW de capacidad. La cifra se expresa en MW, no en kWp de potencia nominal de los módulos en corriente directa, y equivocarse en eso durante el diseño es la vía por la que los proyectos terminan necesitando un permiso que nadie presupuestó.
La modalidad de contraprestación es una decisión con consecuencias. La RES/142/2017 contempla tres. En medición neta, los flujos se compensan entre el generador y su centro de carga asociado, y la generación excedente se acumula como créditos de energía que se aplican al consumo futuro hasta por 12 meses. Solo los créditos no utilizados se pagan después al Precio Marginal Local. En facturación neta, la generación y el consumo se miden y se valoran por separado, y las exportaciones se compensan a precios horarios de mercado. En venta total, toda la producción se vende a valores del PML y no existe un contrato de consumo asociado en el punto de interconexión.
La medición neta no es vender energía a CFE. El excedente se acredita contra su propio consumo futuro, no se compra. Un caso de negocio construido sobre la venta del excedente de verano a una tarifa minorista se apoya en una modalidad que no existe. La migración entre regímenes solo se permite después de un año de operación bajo el esquema elegido inicialmente, de modo que la decisión queda prácticamente fijada en la puesta en marcha.
De dónde proviene realmente la economía del techo de una planta
Una planta manufacturera mexicana de tamaño medio con demanda de 100 kW o más en media tensión queda en la tarifa GDMTH, que es horaria en los periodos base, intermedio y punta. Los sitios de mayor tamaño conectados en tensión de subtransmisión o de transmisión quedan en DIST o DIT. Ninguna de esas clases tiene la estructura de subsidio residencial.
De ahí se desprenden dos consecuencias. Primero, el valor de un sistema en techo depende en buena medida de cuánta de su producción cae en horas intermedia y punta, más que de los kWh anuales totales, por lo que el análisis requiere los datos de intervalo de la instalación y no su recibo mensual. Segundo, un sistema de 0.5 MW frente a una carga de varios megawatts es una cobertura parcial, no una solución de suministro. Una instalación que busque cubrir la mayor parte de su consumo con generación renovable tendrá que ir más allá de la generación distribuida, hacia un contrato de compraventa de energía, el suministro calificado o una configuración de abasto aislado, y cada una de esas rutas implica cargos de transmisión y distribución, incluidos los cargos de porteo, que un sistema en techo detrás del medidor evita.
Del lado de la inversión de capital, el artículo 34, fracción XIII de la Ley del Impuesto Sobre la Renta permite una deducción del 100% en un solo ejercicio fiscal para la maquinaria y el equipo destinados a generar energía de fuentes renovables, con la condición de que el equipo se mantenga en operación durante al menos cinco años consecutivos posteriores al ejercicio de la deducción. Esa deducción corresponde a quien sea propietario del equipo, que es el punto en el que un sistema financiado con recursos propios y un sistema propiedad de un tercero dejan de ser comparables al mismo precio anunciado.
La base de generación distribuida en México da una idea del avance alcanzado. Las estadísticas de interconexión de la CRE registraron 1,551.09 MW en 211,098 contratos al 30 de junio de 2021, según lo reportado por pv magazine México el 26 de junio de 2021, y datos de la CRE reportados por Energía Estratégica ubicaron el total por encima de 2,000 MW al cierre de 2021, tras alrededor de 480 MW de adiciones durante el año. La gran mayoría de esos contratos son de pequeña escala. El segmento comercial e industrial concentra la capacidad restante.
La propuesta de techo solar, punto por punto
- La capacidad del sistema propuesto en MW frente al umbral de 0.5 MW, expresada en capacidad en corriente alterna y no en kWp de módulos.
- Qué modalidad de contraprestación especifica el contrato de interconexión, y si el modelo financiero corresponde a ella.
- Doce meses de datos de intervalo, para poder contrastar la generación con las horas base, intermedia y punta y no con un total mensual.
- La clase tarifaria que aparece en el recibo, ya que una propuesta comparada contra una tarifa residencial o de pequeño comercio no es una propuesta para su instalación.
- Quién es propietario del equipo y, por lo tanto, quién toma la deducción del artículo 34.
- La capacidad estructural del techo y el plazo restante del arrendamiento o de la garantía de la cubierta frente a la vida útil del sistema.
Evalúe una propuesta de techo solar contra su propia tarifa y su propia carga
Mexico Energy Partners revisa propuestas de generación distribuida frente a la clase tarifaria de la instalación, el consumo por intervalos y la modalidad de contraprestación del contrato de interconexión, y las compara con alternativas de suministro calificado y de PPA cuando la carga lo justifica. Una revisión inicial requiere 12 meses de facturación de CFE, datos de intervalo cuando estén disponibles y la tensión de conexión del sitio.
Solicite una revisión de solar en techo y de tarifa
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