Dos parques que se contabilizan por separado

México tenía 6,160 MW de capacidad fotovoltaica a gran escala en 2021 y, por separado, 2,015 MW de generación distribuida, casi toda solar en techo. Ambas cifras provienen de la evaluación del NREL de abril de 2022, Mexico: North American Clean Energy Powerhouse. Se rigen por reglas distintas, se conectan a puntos diferentes de la red eléctrica y están al alcance de un comprador industrial en horizontes de tiempo completamente diferentes. Cualquier cifra única de "capacidad solar de México" que no aclare a cuál de los dos parques se refiere no sirve en un caso de negocio.

Un gerente de planta que elige entre un arreglo en sitio y un contrato fuera de sitio está eligiendo entre esos dos parques. La ruta en sitio es una decisión de generación distribuida con un techo de capacidad rígido. La ruta fuera de sitio es una decisión de transmisión y de contratación, y su costo lo definen cargos que nunca aparecen en el precio de energía que se anuncia.

Las centrales que integran el parque a gran escala

Conviene conocer con precisión las centrales grandes, porque su ubicación se reporta mal con frecuencia. La central Puerto Libertad, de Acciona y Tuto Energy, está en Sonora, no en San Luis Potosí, a unos 200 km al noroeste de Hermosillo. Tiene una capacidad de 404.6 MWp de panel en corriente directa y 317.5 MW en corriente alterna, y entró en operación en 2019. Las cifras en MWp y en MW de corriente alterna son magnitudes distintas, y una propuesta que cite el dato en corriente directa mientras modela la salida en corriente alterna sobreestimará la energía entregada.

Potosí Solar, de FRV, con 341 MW, es la central que está en San Luis Potosí. Se adjudicó en la segunda subasta de largo plazo, SLP-1/2016. En Coahuila, la central Villanueva de Enel Green Power, de 828 MW, en Viesca, se inauguró en marzo de 2018 como la mayor central solar fotovoltaica del continente americano. La primera central solar a gran escala de México fue anterior y más pequeña: Aura Solar I, en La Paz, Baja California Sur, de 39 MW, inaugurada en marzo de 2014.

El despliegue está concentrado en el norte. En las tablas por estado del NREL para 2021, Sonora encabezó con 1,326 MW, seguida de Aguascalientes con 907 MW y Chihuahua con 828 MW.

Qué ha anunciado CFE en Puerto Peñasco

CFE anunció un proyecto fotovoltaico de 1,000 MW en Puerto Peñasco, Sonora, que se construirá por etapas. Las cifras de costo y de calendario que circulan sobre él no coinciden entre sí, y no todas miden lo mismo. Algunas corresponden al costo total del proyecto, otras a asignaciones de obra en pesos que cubren una sola etapa y otras únicamente a la construcción de la transmisión asociada. Ninguna cifra única las concilia, de modo que un dato citado sin su base de cálculo no sirve en un caso de negocio.

Junto con el gigawatt anunciado circulan capacidades por etapa, una capacidad de baterías, una longitud de línea de transmisión y una capacidad de transformación, además de versiones encontradas sobre cómo la obra asociada de 400 kV llega a Baja California. Ninguna está confirmada en un documento de CFE al que tengamos acceso, por lo que aquí se omiten. A cualquier proveedor que cite una de esas cifras, pregúntele de qué documento proviene.

Las cifras de potencial y la distancia que las separa de un contrato

El NREL ubica el potencial técnico nacional de México en 24,918 GW de solar fotovoltaica y 3,669 GW de eólica. El potencial solar es entonces cercano a siete veces el eólico, lo cual es aritmética de esas dos cifras y no un pronóstico de mercado. Por región, el sureste concentra 5,561 GW de potencial solar fotovoltaico, y Baja California Sur 743 GW de solar fotovoltaica más 516 GW de energía solar de concentración.

Compare 24,918 GW de potencial contra 6.16 GW instalados. El potencial equivale a cerca de cuatro mil veces el parque instalado, porque el potencial técnico mide superficie apta multiplicada por calidad del recurso y no dice nada sobre capacidad de transmisión, filas de interconexión, colocación de la energía ni costo de capital. Un proveedor que abre con una cifra de potencial técnico y no la acompaña de un nodo, un estudio de interconexión y una vía de colocación de la energía no ha presentado un argumento comercial.

Quién decide en realidad si un proyecto se conecta

El CENACE no es un organismo académico ni una asociación de la industria solar. Es el operador independiente del sistema y operador del mercado del Sistema Eléctrico Nacional. Controla la red eléctrica, despacha la generación, opera el Mercado Eléctrico Mayorista y realiza los estudios de interconexión que determinan si una central propuesta puede conectarse en un nodo determinado y en qué términos. También registra Centros de Carga y participantes del mercado. Por eso el CENACE importa en una decisión de solar a gran escala, y la consulta con instituciones académicas es un asunto por completo distinto.

La CRE es el regulador. Emite permisos de generación y de suministro, aprueba las tarifas reguladas de transmisión y distribución, y emite las disposiciones que rigen la generación distribuida y a los Usuarios Calificados. La SENER define la política pública y emite el PRODESEN, que contiene el programa de ampliación y modernización de la transmisión. CFE es una empresa productiva del Estado y un participante del mercado. No es un regulador.

Las rutas realmente disponibles para un comprador industrial

Con frecuencia se recomienda seguir las subastas de largo plazo como el mecanismo a observar. Hoy no son un mecanismo. El CENACE suspendió la cuarta subasta de largo plazo el 3 de diciembre de 2018 y anunció su cancelación el 1 de febrero de 2019, y desde entonces no se ha celebrado ninguna. Las tres que sí se realizaron dejaron referencias útiles: la tercera, SLP-1/2017, se falló el 22 de noviembre de 2017 y asignó 2,562 MW en 14 proyectos, de los cuales 1,323 MW fueron solares fotovoltaicos, a un promedio de USD 20.57 por MWh empaquetado con un Certificado de Energía Limpia. Mantenga ese CEL incluido junto a la cifra.

Con el canal de subastas cerrado, quedan tres rutas:

• Generación en sitio por debajo de 0.5 MW. Se interconecta conforme al Manual de Interconexión de la SENER (DOF, 15 de diciembre de 2016) y a la resolución RES/142/2017 de la CRE (DOF, 7 de marzo de 2017), sin permiso de generación de la CRE. El límite de 0.5 MW aplica a la capacidad de generación de la central, no a la carga del sitio, y se expresa en MW, no en kWp de panel en corriente directa. Bajo medición neta, el excedente se acumula como créditos de energía contra el consumo futuro hasta por 12 meses, en lugar de venderse a CFE.
• Suministro calificado. Una carga con 1 MW o más de demanda puede registrarse como Usuario Calificado ante la CRE y contratar con un Suministrador de Servicios Calificados. La demanda se entiende como la demanda máxima registrada en kW en los 12 meses previos, conforme al acuerdo de la SENER publicado en el DOF el 1 de marzo de 2017.
• Un PPA solar fuera de sitio entregado a través de la red. Aquí el porteo define el resultado. La CRE revisó el porteo estampilla para los titulares de contratos de interconexión legados en 2020, y se reportó que el cargo más alto aplica desde julio de 2020. La Jornada informó el 11 de junio de 2020 que CFE Intermediación de Contratos Legados incrementó esas tarifas de porteo entre 427% y 811% según el nivel de tensión. Modele el costo entregado, nunca el precio de generación por sí solo.

Qué están haciendo las ciudades y por qué la cifra es menor de lo que parece

El programa Ciudad Solar de la Ciudad de México, a cargo de la SEDEMA, abarca calentamiento solar de agua en viviendas, sistemas fotovoltaicos en los sectores comercial, industrial y público, un arreglo solar de 18 MW en la Central de Abasto, y capacitación y certificación de instaladores. Entre sus metas declaradas está la instalación de 300 sistemas solares en edificios de gobierno para 2024. Para un inmueble comercial o industrial en el Valle de México, lo relevante es la certificación de instaladores y el precedente que sienta el arreglo de la Central de Abasto, no el componente residencial.

Tres acontecimientos que cambiarían este panorama

Una nueva convocatoria de subasta de largo plazo devolvería un precio de referencia que el mercado no tiene desde febrero de 2019. Una decisión de la CRE sobre el tratamiento del porteo para nuevos contratos fuera de sitio movería la economía de la solar fuera de sitio más que cualquier cambio en el precio de los paneles. Y si se retrasa el calendario de transmisión de Puerto Peñasco, se retrasa con él la ejecución por etapas de la central, y el panorama de capacidad del noroeste se recorre en el tiempo. Ninguno de los tres está comprometido hoy.

Compare la opción en sitio contra la opción fuera de sitio antes de comprometer capital

Mexico Energy Partners puede comparar un arreglo en sitio por debajo del umbral de 0.5 MW contra un PPA solar fuera de sitio valuado con el porteo incluido, con la clase tarifaria y el perfil de carga reales de su planta y no con un promedio nacional. La comparación requiere 12 meses de facturación de CFE, datos por intervalo cuando el medidor los registre, el diagrama unifilar y la superficie disponible de techo o de terreno.

Solicite una comparación de abastecimiento solar para su planta

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