La energía solar en sitio es la única vía para bajar el costo de la electricidad en México que no depende de un permiso de generación de la CRE, de un registro como Usuario Calificado ni de un cambio de suministrador. Para una planta con espacio en techo o en patio y con carga diurna, es el camino más corto entre la decisión y un recibo más bajo. También es la vía cuyas reglas se describen mal con mayor frecuencia, y donde por esa razón se retrasa el calendario.
El régimen aplicable es la generación distribuida, limitada a una capacidad de generación menor a 0.5 MW. Es un sistema pequeño frente a la carga de una planta grande, y por eso mismo la decisión de diseño pesa más de lo que la mayoría de los proveedores reconoce. También implica que una planta puede alojar un arreglo que cumpla con el límite mientras que una planta vecina con otro techo no puede.
Lo que sigue es lo que un gerente de planta, un gerente de energía o un director de finanzas debe establecer antes de firmar: qué limita el umbral, qué autorización se elimina realmente y cuál no, cómo se trata la energía excedente en cada modalidad de contrato y contra qué se mide una cifra de ahorro.
El umbral de 0.5 MW y los dos puntos que suelen entenderse mal
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. No ha cambiado desde entonces.
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 5 MW puede operar con un arreglo menor a 0.5 MW y mantener el resto de su demanda con CFE. Y el límite está escrito en MW de capacidad, no en kWp de placa de los módulos en corriente directa, que es una medida distinta y normalmente la cifra mayor en un sistema moderno. Una propuesta cotizada en kWp debe conciliarse con la base de capacidad que usa la regulación antes de que alguien la firme.
Quedar por debajo del umbral elimina un permiso, no los trámites
Por debajo de 0.5 MW no se requiere permiso de generación de la CRE. Ese es el beneficio real y conviene tenerlo. No significa que el proyecto no requiera autorizaciones.
El proyecto sigue requiriendo un contrato de interconexión con CFE Distribución bajo el régimen de interconexión en pequeña y mediana escala. CFE Distribución realiza la revisión técnica, instala o autoriza el medidor bidireccional y fija la fecha de energización. Esa secuencia está en la ruta crítica y no la controla el contratista de EPC. Un calendario construido sobre la frase "no se requieren permisos" es un calendario construido sobre el riesgo equivocado, y es la razón más frecuente por la que un proyecto solar en sitio pierde su primer ciclo de facturación.
Energía excedente: qué hace en realidad la medición neta
La Resolución RES/142/2017 de la CRE establece tres modalidades de contrato, y la elección es comercial más que técnica. Es la decisión que determina cuánto vale para su planta un kilowatt-hora excedente.
- Medición neta. La energía exportada se compensa contra el consumo del propio sitio. El excedente se acumula como créditos de energía utilizables hasta por 12 meses, y solo los créditos que sigan sin usarse después de ese periodo se pagan, al Precio Marginal Local. Esta es la modalidad predeterminada.
- Facturación neta. La generación y el consumo se miden y se valoran por separado. Las exportaciones se remuneran a precios horarios de mercado en lugar de compensarse contra la tarifa de suministro.
- Venta total. Toda la producción se vende a valores del Precio Marginal Local. Aplica cuando no existe un contrato de consumo asociado en el punto de interconexión.
El cambio de modalidad se permite solo después de un año de operación, de modo que la elección inicial se sostiene al menos doce meses. La medición neta no es vender energía a la red eléctrica, y describirla así sobrestima el valor de las exportaciones. Bajo medición neta, un kilowatt-hora excedente sustituye un kilowatt-hora que de otro modo se habría comprado a la tarifa de suministro, y solo si se consume dentro de doce meses. Únicamente la venta total es una venta en sentido estricto.
La consecuencia práctica para el dimensionamiento del sistema: en un sitio con carga diurna alta y consumo bajo en fin de semana, sobredimensionar hasta producir excedentes grandes de fin de semana bajo medición neta genera créditos que pueden vencer sin usarse. Es una decisión de diseño con efecto en el flujo de efectivo, y debe modelarse a partir de datos de intervalo y no de un consumo anual total.
El recurso, en números y no en adjetivos
La SENER y el Instituto de Investigaciones Eléctricas reportaron que alrededor del 90% del territorio mexicano recibe una irradiación solar global diaria de entre 5 y 6 kWh por metro cuadrado al día, con los valores más altos en el noroeste, en Baja California, Sonora, Sinaloa, Chihuahua, Coahuila y Durango, y los más bajos en la costa del Golfo y en el sureste. Ese trabajo se presentó en la COP16 en Cancún en diciembre de 2010 y sigue siendo la caracterización oficial más citada del recurso nacional.
El lado de los costos se movió más de lo que jamás se moverá el recurso. IRENA ubicó el costo total instalado promedio ponderado a nivel mundial de la energía solar fotovoltaica a gran escala en USD 883 por kW en 2020, 81% por debajo de los USD 4,731 por kW de 2010, en Renewable Power Generation Costs in 2020, publicado en junio de 2021. Son cifras globales de proyectos a gran escala. Un sistema pequeño en techo no alcanzará esos precios, pero establecen la dirección y la magnitud del cambio.
Contra qué se mide la cifra de ahorro
La energía solar en sitio en México suele presentarse como una fuente de ahorros de hasta 25% en el costo de electricidad de una instalación. Los ahorros de ese orden se miden contra el suministro actual de CFE y varían según la clase tarifaria, la región, el factor de carga y el perfil de consumo. Las cifras son ilustrativas. Ningún rango puede confirmarse para un sitio específico sin datos de intervalo y 12 meses de facturación.
La amplitud del rango es estructural. Una cuenta de CFE en GDMTH se factura con energía por periodo horario, en base, intermedia y punta, más un cargo por demanda. La generación solar cae en su mayor parte en las horas base e intermedia. Reduce los cargos de energía en esas horas y hace muy poco por una demanda máxima en periodo punta que ocurre después de la puesta del sol. Dos plantas en la misma tarifa y con el mismo consumo anual pueden obtener resultados muy distintos, y la diferencia se ve en los datos de intervalo mucho antes de que se vea en una propuesta.
Esquemas de financiamiento y de qué dependen
Existen esquemas que no requieren inversión inicial, sujetos a revisión crediticia y al plazo del contrato. En ellos, la ingeniería, el equipo, la instalación y la construcción se recuperan mediante la tarifa de energía de un contrato de compraventa de energía (PPA) y no mediante un desembolso de capital. La contrapartida es que quien financia está poniendo precio a su perfil crediticio y a la duración del compromiso, de modo que un balance más débil o un plazo más corto se traducen en una tarifa más alta.
Los PPA en sitio para este tipo de proyecto suelen tener plazos de 10 a 20 años. Un plazo más largo permite una tarifa más baja. Un plazo más corto cuesta más por MWh y conserva la opción de renegociar el precio conforme bajen los costos de los equipos o cambie la carga del sitio. La pregunta es qué tanta confianza tiene el equipo de operaciones en la carga y la ocupación de ese sitio dentro de diez años.
Confiabilidad: qué aporta y qué no aporta
La generación en sitio reduce la exposición de una instalación a interrupciones de distribución y transmisión originadas por clima, falla de equipo y recortes de carga por demanda. Por sí sola no mantiene una planta en operación durante una interrupción. Un arreglo fotovoltaico conectado a la red sin almacenamiento se desconecta cuando la red cae, porque la protección anti-isla así lo exige. La continuidad operativa durante una interrupción requiere almacenamiento o generación dimensionada y configurada para operación en isla, que es una decisión de capital aparte y una conversación aparte sobre almacenamiento con baterías.
El relato de un cliente, presentado como lo que es
Clientes industriales en México nos comentan que sus propios clientes ya plantean la generación renovable en sitio durante las revisiones comerciales. En un caso, un cliente nos dijo que la solar en techo había surgido como condición en una negociación de renovación de contrato. Es el relato de un cliente sobre una negociación. Lo reportamos porque es el tipo de requisito que llega sin aviso y recae en una planta que necesita dos años de anticipación, no porque un solo relato establezca una tendencia de mercado.
Qué requiere una evaluación
Para evaluar las opciones de energía solar en sitio de una instalación necesitamos la ubicación del sitio y 12 meses de facturación de CFE. La revisión del sitio cubre el área disponible en techo y en terreno, el material y la condición estructural del techo, la vida útil restante de la cubierta, las sombras, y el cuarto eléctrico y el punto de acoplamiento común. Un análisis preliminar de ahorros y la propuesta llegan aproximadamente tres semanas después de la llamada inicial. Para un proyecto pequeño en sitio, el periodo entre la firma del PPA y el inicio del suministro suele ser de seis a ocho meses, y los pasos de interconexión ante CFE Distribución son la parte menos controlable.
Cuando un sitio está en una región con sus propias restricciones de red eléctrica, el panorama local pesa tanto como el nacional. Nuestra nota sobre el panorama energético de Baja California aborda uno de esos casos, y el régimen general se explica en nuestro texto sobre la generación distribuida en México. Los datos de intervalo son el insumo que resuelve la mayoría de estas preguntas, y por eso tratamos el monitoreo de energía como el primer paso y no como el último.
Determine si su sitio califica y cuánto ahorraría
Mexico Energy Partners puede dimensionar un sistema menor a 0.5 MW que cumpla con la regulación frente al perfil real de carga de su planta, modelarlo en cada una de las tres modalidades de la CRE y detallar la secuencia de interconexión con CFE Distribución con tiempos realistas. La revisión requiere 12 meses de facturación de CFE, datos de intervalo donde el medidor los registre, la dirección del sitio y un diagrama unifilar si existe.
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