El acceso a la red, no la tarifa, definió el calendario a mediados de 2018

Una empresa que en junio de 2018 seleccionaba sitio o ampliaba una planta industrial en México enfrentaba un problema de conexión que pocas veces aparecía en el presupuesto de capital. La energía estaba disponible. Conectar a ella un nuevo centro de carga, en la tensión y en la ubicación que la planta requería, dependía de un reloj regulatorio que la SENER apenas acababa de poner por escrito. El Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, emitido por la SENER y publicado en el Diario Oficial de la Federación el 9 de febrero de 2018 con la firma del secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell, estableció un procedimiento único para conectar un Centro de Carga a la Red Nacional de Transmisión o a una Red General de Distribución.

Para un gerente de planta o un director de finanzas que aprueba un sitio, la consecuencia práctica es acotada y costosa. El proceso de conexión, y no el contrato de suministro, suele ser lo que fija la fecha más temprana en que la instalación puede tomar carga firme. A nuestro juicio, esa es la variable que con mayor frecuencia queda sin modelar en un caso greenfield en México.

Qué exigía en realidad el proceso de conexión

El manual de febrero de 2018 conservó los tres estudios que regían la interconexión desde la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica: el estudio indicativo, el estudio de impacto en el sistema y el estudio de instalaciones. El solicitante puede pedir una aclaración técnica por estudio. Una vez emitidos los estudios, el solicitante cuenta con 30 días hábiles para pedir al transportista o al distribuidor la firma del contrato de conexión. Transcurrido ese plazo, la solicitud caduca. Norton Rose Fulbright, al analizar el manual, ubicó en 170 días el límite máximo para resolver una solicitud de conexión.

De ahí se desprenden dos puntos que el responsable de abastecimiento debe llevar a la decisión de sitio. El CENACE realiza los estudios y puede exigir obras e infraestructura adicionales para mantener la seguridad de la red, lo que significa que el alcance de lo que su proyecto tendrá que pagar no se conoce por completo cuando se firma por el terreno. Y el plazo corre solo a partir de una solicitud completa, de modo que un diagrama unifilar incompleto o una lista de cargas sin confirmar no son molestias administrativas. Son calendario.

Por qué el nodo pesa más que la clase tarifaria

La energía en el mercado mayorista mexicano se valora por nodo. El Diccionario de Datos Abiertos del CENACE, que remite a la nota publicada en el DOF el 4 de julio de 2016, descompone el Precio Marginal Local de cada NodoP en exactamente tres componentes: energía, pérdidas y congestión. Dos plantas con el mismo esquema tarifario en estados distintos pagan precios de energía diferentes en la misma hora, y la diferencia se explica por pérdidas más congestión, no por ruido de mercado en abstracto.

La parte regulada del recibo se mueve con la tensión. Conforme al esquema tarifario de CFE aprobado por la CRE y vigente en ese periodo, un usuario en media tensión con demanda de 100 kW o más queda en GDMTH, con periodos base, intermedio y punta. El suministro industrial tomado en tensión de subtransmisión corresponde a DIST, y el tomado directamente en tensión de transmisión corresponde a DIT, la clase industrial de menor costo. Los cargos de transmisión y distribución, incluidos los cargos de porteo, son tarifas reguladas aprobadas por la CRE. No son precios que se negocien con CFE, y CFE no los fija.

Un sitio que necesita subir la tensión de conexión para alcanzar la clase que su carga justifica compra dos cosas a la vez: un cargo regulado menor y una conexión más larga y con mayor carga de estudios. Conviene cuantificar ese intercambio antes del arrendamiento, no después.

El alivio de la congestión estaba en licitación, no en operación

La congestión que aparece en el PML de un nodo era, a mediados de 2018, el objeto directo de dos grandes licitaciones de transmisión. CFE licitó el sistema Ixtepec Potencia a Yautepec Potencia, un enlace de 3,000 MW en ±500 kV de corriente directa con refuerzo asociado en corriente alterna, de aproximadamente 1,200 kilómetros circuito, para llevar la producción eólica del Istmo de Tehuantepec al centro industrializado del país. CFE anunció el proceso el 13 de febrero de 2018, con presentación de ofertas el 21 de junio de 2018. Las estimaciones de costo publicadas entonces difieren: Norton Rose Fulbright situó la inversión en alrededor de USD 1,600 millones y Haynes Boone en alrededor de USD 1,700 millones. Se esperaba la operación comercial en diciembre de 2021.

Por separado, la SENER licitó una interconexión de 1,500 MW en ±500 kV de corriente directa y aproximadamente 1,400 kilómetros circuito para enlazar la red de Baja California con el sistema interconectado nacional, con una inversión estimada de alrededor de USD 1,100 millones, presentación de ofertas el 17 de agosto de 2018 y firma de contrato a más tardar el 16 de noviembre de 2018 (Norton Rose Fulbright, junio de 2018).

Ninguna de las dos líneas transportaba energía en junio de 2018. Una instalación cuya economía dependía de que la energía eólica barata del Istmo llegara a un nodo del centro del país dependía de un proyecto que aún no se había adjudicado.

Qué podía y qué no podía hacer el capital privado en transmisión

Aquí es donde el mercado suele describirse mal. La transmisión y la distribución siguieron siendo actividades exclusivas del Estado mexicano después de la reforma de 2013 y 2014. Una empresa privada no podía ser propietaria de una red de transmisión o de distribución en México, y ningún inversionista privado destinaba capital a infraestructura de transmisión y distribución como posición de propiedad.

Lo que la reforma sí abrió fue la contratación. Ambas licitaciones de 2018 se estructuraron para que un contratista privado diseñe, financie, construya, pruebe y opere el activo, y después transfiera los derechos, los permisos y la propiedad a CFE. El tramo en corriente directa de Ixtepec a Yautepec se adjudicó bajo un esquema de construir, operar y transferir, el tramo en corriente alterna bajo un esquema de construir, arrendar y transferir, y el enlace de Baja California bajo un esquema de diseñar, construir, financiar, operar y transferir. La parte privada tiene un contrato y un flujo de ingresos, no una red.

La distinción es comercial, no académica. Si usted evalúa si llegará nueva transmisión a su región, la pregunta no es si el sector le resulta atractivo a los inversionistas. Es si una licitación específica de CFE o de la SENER fue adjudicada, financiada y cuenta con fecha de operación comercial, y si esa fecha sobrevive a un cambio de administración federal. México celebró elecciones presidenciales el 1 de julio de 2018, cuatro semanas después de la primera publicación de este artículo.

Verificaciones de acceso a la red en un sitio candidato

• La tensión de conexión disponible en el sitio específico y si permite GDMTH, DIST o DIT para su demanda proyectada.
• El PML histórico del NodoP más cercano, separado en energía, pérdidas y congestión, con los datos publicados por el CENACE y no con un promedio nacional.
• Si alguna vez se realizó un estudio indicativo para el sitio o para una carga vecina, y qué obras de refuerzo identificó.
• El estado de cualquier ampliación de transmisión o distribución que suponga su caso de negocio, identificada por proyecto y por fecha de adjudicación.
• La preparación de su propia documentación: diagrama unifilar, lista de cargas, perfil de demanda en intervalos de 15 minutos y los documentos corporativos que exigirán el CENACE y el distribuidor.

La cuarta subasta de largo plazo seguía vigente en esa fecha. La SENER publicó la convocatoria en marzo de 2018 (pv magazine México, 16 de marzo de 2018) y no se había emitido resultado alguno. Un plan de abastecimiento que suponía un precio de la cuarta subasta para suministro a partir de 2020 era, en junio de 2018, un supuesto y no un contrato.

Revise el acceso a la red de un sitio antes de firmar el arrendamiento

Mexico Energy Partners revisa la factibilidad de conexión de sitios industriales nuevos y en ampliación, incluida la tensión disponible, el historial de precios nodales y la secuencia de estudios que exigirá la conexión. Una revisión inicial requiere la ubicación del sitio, la demanda proyectada en kW, la tensión de conexión prevista y, para una instalación existente, 12 meses de facturación de CFE.

Solicite una revisión de acceso a la red para su sitio

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