Un gerente de planta que revisa un recibo de CFE en una tarifa de media tensión no está viendo un solo precio. La CRE publicó en el DOF, el 28 de enero de 2022, la metodología que da forma a ese recibo. Un recibo GDMTH se integra con un cargo por energía dividido en periodos base, intermedio y punta, y con un cargo por capacidad que se determina por la demanda coincidente con las horas de punta. La distribución, la transmisión, la operación del CENACE y el suministrador se cobran además por separado. Un arreglo solar en techo alcanza los cargos por energía diurnos. Por sí solo no mueve el cargo por capacidad.
Ahí está toda la economía del proyecto. La proporción del recibo que un sistema elimina depende del reparto entre energía y demanda en ese recibo en particular, no del tamaño del arreglo sobre el techo. La decisión que enfrenta un director de instalaciones o de finanzas es si financiar el sistema con su propio balance, arrendarlo o contratar la producción a un desarrollador. Lo que sigue expone qué alcanza el arreglo, qué exenta y qué no exenta el umbral de 0.5 MW, y cuánto vale en realidad el excedente.
Qué alcanza el arreglo y qué deja intacto
La generación autoconsumida elimina el cargo por energía de esos kilowatt hora y los componentes por kilowatt hora que se cobran sobre ellos. El cargo por capacidad se comporta de otra manera. Lo fija la demanda medida en el periodo de punta, de modo que baja únicamente cuando la generación coincide con las horas de punta definidas para esa región y esa temporada. Sume doce meses de cargos por energía, sume doce meses de cargos por capacidad y observe la relación entre ambos antes de que alguien cite un porcentaje.
La misma aritmética descarta un ahorro expresado en términos de consumo. Desplazar el 40% de los kilowatt hora no produce un recibo 40% menor. Produce una reducción de 40% en un grupo de cargos mientras los demás quedan donde estaban, salvo que el perfil de carga se mueva con ellos. Una propuesta que cita un ahorro sin nombrar la clase tarifaria y el componente de demanda cita un número que no puede sustentar.
Qué exenta el umbral de 0.5 MW y qué no
El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, exenta la generación menor a 0.5 MW de contar con un permiso de generación de la CRE. Ahí termina la exención. Un sistema en techo sigue requiriendo un contrato de interconexión con CFE Distribución, licencias municipales de construcción y de uso de suelo, y el dictamen estructural del techo que soportará el arreglo. Decir que no se requieren permisos no describe ningún proyecto en techo en México.
El paso de interconexión tiene un calendario publicado. La SENER publicó el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW en el DOF el 15 de diciembre de 2016. Fija un máximo de 13 días para atender una solicitud que no requiere estudio de interconexión y de 18 días cuando sí se requiere, contados desde el registro de la solicitud hasta que la interconexión queda hecha. Cuando el distribuidor exige obras específicas, el manual suma a esos plazos el tiempo para pagar las aportaciones y ejecutarlas. El levantamiento estructural, las licencias municipales, las compras y la instalación quedan fuera de esos plazos y varían de un sitio a otro, y por eso una duración de proyecto única citada para cualquier techo no le dice nada a quien planea. Nuestra nota sobre la generación distribuida en México aborda los modelos de contrato que sostienen el proceso.
El excedente se acredita, no se vende
Las disposiciones de generación distribuida de la CRE, emitidas como RES/142/2017 y publicadas en el DOF el 7 de marzo de 2017, establecen tres esquemas. Bajo medición neta, los kilowatt hora exportados se convierten en un crédito contra consumo posterior, y el crédito no utilizado después de doce meses se liquida al precio marginal local del nodo. Bajo facturación neta, las inyecciones se pagan a ese precio nodal, que se ubica por debajo de la tarifa que paga el usuario final. Bajo venta total se vende toda la producción y no se autoconsume nada. Un proyecto en techo bajo medición neta no genera una línea de ingresos. Genera un recibo más bajo.
Eso tiene una consecuencia de diseño que el modelo de recuperación debe reflejar. Una planta con carga baja en fin de semana y de noche que sobredimensiona su arreglo acumula créditos que quizá no consuma dentro de los doce meses, y el saldo no utilizado se liquida a un precio nodal muy por debajo de lo que la planta paga por su propio suministro. Dimensione el arreglo en función de la carga diurna que en realidad puede desplazar. En la mayoría de los techos industriales, el último kilowatt pico que se agrega es el de menor valor.
La solar sin almacenamiento no es respaldo
El manual de la SENER de 2016 exige protección anti isla, de modo que un inversor conectado a la red se desconecta cuando falla la red de CFE. Un arreglo convencional en techo no entrega nada durante una interrupción. Reduce la energía que la planta compra y deja su exposición a una interrupción donde estaba.
Cuando el objetivo es la continuidad operativa, la especificación cambia. El almacenamiento y un inversor capaz de operar en isla son equipos aparte, con inversión de capital aparte, y la pregunta de dimensionamiento pasa a ser cuántos minutos u horas de cuáles cargas deben sostenerse. Los dos proyectos se confunden porque están sobre el mismo techo. Tienen presupuestos distintos y justificaciones distintas, y un documento para el consejo no debería fusionarlos.
Dimensionamiento del techo y del rendimiento
El Banco Mundial y ESMAP ubicaron a México entre los países cuya producción fotovoltaica diaria de largo plazo supera 4.5 kWh por kWp instalado, en Global Photovoltaic Power Potential by Country, publicado en 2020. A ese nivel, un kWp rinde alrededor de 1,640 kWh al año. La cifra del Banco Mundial ya descuenta la pérdida por suciedad de 3.5% que supone el informe y 7.5% de pérdidas por inversor, cableado, desacoplamiento entre módulos y sombreado entre filas, por lo que corresponde a la salida del sistema y no a la del módulo. Suponga un módulo de alrededor de 500 Wp que mide aproximadamente 2.1 por 1.05 metros, es decir, unos 2.2 metros cuadrados cada uno. Con ese supuesto, un megawatt pico de módulos cubre cerca de 4,400 metros cuadrados de superficie de módulo. El techo aprovechable tiene que ser todavía mayor una vez que se descuentan pasillos, domos y retiros. Tome la cifra nacional como un filtro preliminar y modele el sitio con sus propios datos de irradiación antes de citar cualquier periodo de recuperación.
Haga el ejercicio a manera de ilustración. Un techo de 20,000 metros cuadrados con la mitad aprovechable admite algo cercano a 2.3 MWp y unos 3.7 GWh al año. Ese arreglo equivale a más de cuatro veces la exención de 0.5 MW, por lo que no sería un proyecto de generación distribuida. Requeriría un permiso de generación de la CRE y un estudio de interconexión del CENACE, y no le aplicaría la medición neta. Los sitios que quieren permanecer dentro del régimen de generación distribuida limitan el arreglo por debajo de 0.5 MW y aceptan cubrir una porción menor de la carga. En un techo industrial grande, esa disyuntiva, y no el precio del panel, es la decisión.
Cómo se paga el sistema
Tres estructuras cubren casi todos los proyectos en techo en México y se distinguen por quién es propietario del activo. La empresa compra el sistema y lo mantiene en su propiedad. La empresa lo arrienda. O bien un desarrollador es el propietario y vende la producción bajo un contrato de compraventa de energía. Solo la propiedad coloca del lado del comprador el artículo 34, fracción XIII de la Ley del Impuesto sobre la Renta. Ese artículo permite una deducción de 100% en el ejercicio de la inversión para el equipo destinado a generar energía de fuentes renovables, siempre que el equipo se mantenga en operación al menos cinco años después de ese ejercicio.
Bajo la tercera estructura no hay desembolso de capital y aun así existe un costo de capital. La ingeniería, las compras y la construcción se recuperan a través de la tarifa a lo largo del plazo del contrato, con el costo de capital del desarrollador incorporado en ella. La comparación que necesita un director de finanzas es la tarifa ofrecida frente a los cargos de CFE que desplaza, y ambas frente al costo nivelado de ser propietario del mismo sistema. Nuestras preguntas y respuestas sobre los contratos de compraventa de energía exponen las condiciones contractuales que definen esa comparación.
Qué incluir en una solicitud de EPC
La selección del contratista merece criterios y no adjetivos. Conviene escribir cinco puntos en la solicitud. El alcance del levantamiento estructural y quién lo firma, porque el techo soportará carga muerta y succión por viento para las que no fue diseñado. Las condiciones de garantía de módulos e inversores por escrito, incluido quién las honra si el proveedor sale del mercado. Una garantía de desempeño expresada en kWh al año y referida a una base de irradiación identificada, con un resarcimiento previsto si no se alcanza. Una respuesta clara sobre quién presenta la solicitud de interconexión y quién responde por el calendario si el distribuidor exige obras. Monitoreo en el medidor de producción y en el medidor de facturación, porque un ahorro que nadie mide es un ahorro que nadie puede comprobar.
Conozca lo que su techo y su tarifa pueden entregar
El ahorro depende de la tarifa y del perfil de carga, no del tamaño del arreglo. Envíe doce meses de recibos de CFE, la clase tarifaria y el RPU, el área de techo y su tipo de construcción, y un perfil de carga diurno si el medidor lo genera. Mexico Energy Partners le devolverá el área de techo aprovechable expresada en kWp, la proporción del recibo que alcanzaría un sistema de ese tamaño una vez separado el cargo por capacidad, y si el proyecto queda por encima o por debajo del umbral de 0.5 MW. Una empresa que prefiera partir de un alcance definido puede solicitar una cotización. No se promete ningún ahorro, periodo de recuperación ni elegibilidad antes de revisar los recibos.
Fuentes
- Ley de la Industria Eléctrica, artículo 17, DOF, 11 de agosto de 2014, sobre la exención del permiso de generación para capacidad menor a 0.5 MW.
- Comisión Reguladora de Energía, Resolución RES/142/2017 sobre generación distribuida, DOF, 7 de marzo de 2017, sobre medición neta, facturación neta y venta total.
- SENER, Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW, DOF, 15 de diciembre de 2016, sobre los plazos de interconexión y la protección anti isla.
- Comisión Reguladora de Energía, metodología de las tarifas finales de suministro básico, DOF, 28 de enero de 2022, sobre los componentes de cargo de un recibo GDMTH.
- Ley del Impuesto sobre la Renta, artículo 34, fracción XIII, sobre la deducción de 100% para equipo de generación renovable y la condición de operación de cinco años.
- Banco Mundial y ESMAP, Global Photovoltaic Power Potential by Country, 2020, sobre la producción fotovoltaica de México por kWp instalado.