El CENACE canceló la cuarta subasta eléctrica de largo plazo de México el 1 de febrero de 2019, tras haber suspendido el proceso el 3 de diciembre de 2018. Nueve meses después no hay sustituto ni fecha publicada para uno. El canal que colocó 1,323 MW de solar bajo contrato de largo plazo a un promedio de USD 20.57 por MWh en paquete con un certificado de energía limpia está cerrado.
Para un gerente de planta o un director de finanzas en México que esperaba a que los precios ligados a las subastas se reflejaran en una oferta de suministro, esa espera terminó. La solar a gran escala se sigue construyendo en el país y sigue siendo barata. A partir de hoy, las únicas rutas para llegar a ella como comprador industrial son bilaterales: un contrato de compraventa de energía con un Suministrador de Servicios Calificados o con un desarrollador privado, o generación en el sitio del propio comprador bajo el régimen de generación distribuida.
Los fundamentos que hicieron competitiva a la solar mexicana no se han movido. El recurso es excelente, los costos de los equipos se desplomaron y la obligación de certificados de energía limpia sigue creciendo. Lo que cambió es la ruta de abastecimiento, y eso es un problema de contratación, no de tecnología.
Qué entregaron en realidad las tres subastas de largo plazo
México realizó tres subastas de largo plazo y después se detuvo. La primera, SLP-1/2015, se resolvió en marzo de 2016 y asignó alrededor de 1,720 MW, de los cuales cerca de 1,100 MW fueron solares y 620 MW eólicos. La segunda, SLP-1/2016, se resolvió en septiembre de 2016 y asignó aproximadamente 2,871 MW. La tercera, SLP-1/2017, se resolvió el 22 de noviembre de 2017 y asignó 2,562 MW en 14 proyectos: 1,323 MW de solar fotovoltaica en nueve centrales, 689 MW de eólica en cinco y 550 MW de una sola central de gas natural.
El promedio anunciado de la tercera subasta fue de USD 20.57 por MWh más un Certificado de Energía Limpia, reportado por pv magazine Latin America el 16 de noviembre de 2017 y por Energías Renovables el 23 de noviembre de 2017. Conviene mantener el certificado unido a esa cifra. Los participantes cotizaron un paquete de energía y un CEL, no energía sola, y separar el CEL hace que la cifra parezca un precio de energía por sí solo que nadie ofreció en realidad.
La oferta individual más baja de esa subasta, de alrededor de USD 17.7 por MWh más un CEL, correspondió a Enel. La cobertura periodística de la época no coincide en la tecnología. Reuters Events y PV Insider la presentaron en noviembre de 2017 como un precio solar mínimo récord a nivel mundial. Energía Estratégica reportó la misma oferta como eólica, vinculada a los proyectos Energía Limpia de Amistad en Coahuila. Ambas fuentes señalan a Enel. No tenemos conocimiento de una tabla publicada del fallo del CENACE que lo resuelva, por lo que no atribuimos el récord a ninguna de las dos tecnologías.
Por qué se cerró el canal
El CENACE suspendió la cuarta subasta el 3 de diciembre de 2018 e informó a los participantes de su cancelación el 1 de febrero de 2019, señalando que CFE, la SENER y el propio CENACE revisaban los objetivos y el alcance del proceso. La convocatoria se había publicado en marzo de 2018. Nada la ha sustituido.
La transmisión es parte de la explicación. Muchos de los mejores sitios solares de México están lejos de la carga, y los ganadores de las subastas generaron una fila de trabajos de interconexión que la Red Nacional de Transmisión no fue construida para absorber. La central Villanueva de Enel, de 828 MW, en Viesca, Coahuila, contratada en la primera subasta y conectada por completo en septiembre de 2018, requirió nueva infraestructura de red para llegar al sistema. A nuestro juicio, un comprador industrial debe tratar la disponibilidad de transmisión, y no el precio de los módulos, como la variable con mayor probabilidad de mover un precio entregado en la próxima ronda de contratación.
Las dos rutas que le quedan a un comprador industrial
La primera es un contrato bilateral de compraventa de energía. Un Usuario Calificado, es decir, un centro de carga con al menos 1 MW de demanda registrado ante la CRE, puede contratar suministro con un Suministrador de Servicios Calificados o comprar directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista. El precio que puede ofrecer un desarrollador depende de dónde se ubique la central, porque el Precio Marginal Local es nodal y lleva un componente de congestión y de pérdidas que difiere de un nodo a otro. También depende del porteo, el cargo por mover energía a través de las redes de transmisión y distribución, que con frecuencia es la diferencia entre una oferta que le gana al suministro de CFE y una que no.
La segunda es la generación en sitio, que tratamos con mayor detalle en nuestra nota sobre la generación distribuida en México.
Qué permite la generación distribuida y qué no
La generación distribuida en México está limitada a una capacidad de generación menor a 0.5 MW. El umbral proviene del Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW de la SENER, publicado en el DOF el 15 de diciembre de 2016, y de la Resolución RES/142/2017 de la CRE, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017. Dos detalles se enuncian mal con la frecuencia suficiente para descarrilar el calendario de un proyecto. El límite aplica a la capacidad de generación de la central, no a la carga de la instalación, de modo que una planta de 4 MW puede tener detrás un arreglo menor a 0.5 MW. Y el límite está escrito en MW de capacidad, no en kWp de potencia nominal de los módulos en corriente directa, que es una medición distinta y normalmente la cifra mayor en un sistema moderno.
Mantenerse por debajo de 0.5 MW elimina el permiso de generación de la CRE. No elimina los trámites. El proyecto sigue requiriendo un contrato de interconexión con CFE Distribución bajo el régimen de interconexión en pequeña y mediana escala, y CFE Distribución controla el estudio, el medidor y la fecha de energización. Un calendario construido sobre la idea de que no se requieren permisos es un calendario construido sobre el riesgo equivocado.
La RES/142/2017 de la CRE establece tres modalidades de contrato, y la elección es comercial más que técnica. Bajo medición neta, la energía exportada se compensa contra el consumo propio del sitio y el excedente se acumula como créditos de energía utilizables hasta por 12 meses, y solo los créditos no utilizados se pagan al Precio Marginal Local. Bajo facturación neta, la generación y el consumo se miden y se valoran por separado, y las exportaciones se compensan a precios horarios de mercado. Bajo venta total, toda la producción se vende a valores de PML y no existe un contrato de consumo asociado en el punto de interconexión. Un generador puede migrar entre modalidades solo después de un año de operación. La medición neta no es vender energía de vuelta a la red. Solo la venta total constituye una venta como tal.
Cuánto vale para usted la obligación de certificados de energía limpia
Los CEL son el mecanismo de cumplimiento detrás de la meta de energía limpia de México, que es de 35% de la generación eléctrica al 2024 conforme al Transitorio Tercero de la Ley de Transición Energética, con etapas intermedias de 25% al 2018 y 30% al 2021. La meta se refiere a la energía limpia tal como la define el artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, que incluye la nuclear y la cogeneración eficiente junto con la eólica, la solar, la hidroeléctrica, la geotérmica y la biomasa. Tratarla como una meta de energías renovables exagera lo que la ley exige.
Los suministradores y los usuarios calificados deben adquirir certificados equivalentes a una proporción creciente de su consumo. La SENER fijó esa proporción en 5.8% para 2019, 7.4% para 2020, 10.9% para 2021 y 13.9% para 2022, publicada en el DOF el 31 de marzo de 2017. Un usuario calificado que compra energía convencional carga con esa obligación como una partida más. Un usuario que genera energía limpia en sitio o que la contrata de forma bilateral puede cubrir una parte con los certificados que esa generación acredita. Es una partida de costo real en una comparación de suministro, y el director de finanzas debería pedir que se cotice por separado en cada oferta, en lugar de integrarla en un solo número por MWh.
Cuatro puntos que confirmar con el desarrollador
- El nodo. Pregunte al desarrollador en qué NodoP liquida la central y cómo se han comportado los componentes de congestión y de pérdidas de su PML en los últimos 12 meses.
- El supuesto de porteo. Confirme qué cargos de transmisión y distribución supone la oferta y quién asume una revisión tarifaria.
- El tratamiento de los CEL. Confirme si los certificados se le transfieren, cuántos y a qué valor supuesto.
- La posición de interconexión. Para un proyecto bilateral, solicite el estatus del estudio de interconexión ante el CENACE. Para generación en sitio, solicite el plazo que declara CFE Distribución, no el del contratista EPC.
- La base de medición. Confirme si la capacidad cotizada está en MW de capacidad de generación o en kWp de potencia nominal de los módulos en corriente directa, porque el umbral de 0.5 MW está escrito en la primera.
Otras lecturas en este blog abordan cómo se compara un PPA con comprar al precio spot del mercado mayorista y cómo se han desempeñado los proyectos renovables mexicanos frente a los calendarios de sus subastas. Nuestro trabajo en solar a gran escala y en abastecimiento de energía acompaña a ambos temas.
Evalúe sus opciones antes del próximo ciclo de contratación
Mexico Energy Partners puede revisar una oferta de suministro solar o una propuesta de generación en sitio frente a su costo actual con CFE, nodo por nodo, e identificar qué supuestos concentran el mayor riesgo de precio. La revisión requiere 12 meses de facturación de CFE, datos por intervalo cuando el medidor los registra, y el borrador de la oferta o el term sheet.