Generación distribuida: el tercer pilar de la transición energética 

Generación distribuida: el tercer pilar de la transición energética

05 / MAR / 2018
Electricidad

El mercado natural de este tipo de generación son los usuarios domésticos, que suman del orden de 34 millones, y las pequeñas empresas, Pymes, que suman cerca de 4 millones.

Daniel Chacón Anaya*

 

Generación distribuida: el tercer pilar de la transición energética

Cuando, en el Pacto por México, se comenzó a discutir una reforma energética, el énfasis se puso en el petróleo y en el gas. El IMCO publicó en 2013 un documento con un título muy sugestivo: Nos Cambiaron el Mapa: México ante la revolución energética del siglo XXI (1) donde abordó el tema de una reforma eminentemente petrolera ante los impresionantes resultados de los Estados Unidos con la técnica de explotación de petróleo y gas basada en el fracturamiento hidráulico de lutitas conocido como fracking. En el documento se afirma que el petróleo seguirá siendo el recurso energético dominante en los años por venir y que la revolución vendrá para México cuando se logre una explotación similar de nuestras lutitas, es decir, la revolución del siglo XXI para nuestro país sería el fracking.

En sólo 4 años, el panorama se ha movido considerablemente. La gran firma de inversiones Goldman Sachs, que no se distingue por ser un negocio precisamente verde, en 2017 hace pública una nota de investigación donde pronostica que la demanda de petróleo alcanzará su pico en 2024, para luego comenzar a decrecer, ante tres factores principales concatenados: (1) la flora vehicular eléctrica mundial llegará hasta 83 millones de unidades para 2030; (2) la demanda de petróleo, que, en 2017 crece al 1.2%, disminuirá su crecimiento a sólo 0.4% en 2030; (3) la industria petroquímica desplazará al transporte como el sector más importante en la demanda de petróleo (2) . Nissan estima que, en 2025, el precio de vehículos eléctricos y de vehículos de combustión interna será el mismo (3) . China ha establecido la meta de que 25% de los coches nuevos deberán ser híbridos o eléctricos en 2025. Ciudades como Londres y Paris han establecido también metas en este sentido. Por su parte, el investigador de Stanford, Tony Seba, publica el reporte denominado RethinkX (4) que pinta un panorama muy similar, aunque ligeramente más negativo para el petróleo; pronostica que cerca de 100 millones de vehículos de combustión interna serán abandonados para 2030. El resumen del estudio incluso menciona que la mitad de los activos petroleros de México y de otros países del continente pudieran quedar varados (5) . El varamiento de los activos petroleros de México también se estima en 45% en otro reporte de la International Renewable Energy Agency (IRENA) (6) . El mismo reporte estima que en el sector de generación de electricidad de nuestro país, quedarán varados del orden de 54% de los activos.

Estos estudios, y otros, están dibujando un panorama no previsto en 2013, cuando los precios del petróleo eran superiores a 100 dólares el barril, los coches eléctricos eran una curiosidad, y los costos de las energías renovables no habían alcanzado los bajos niveles que han sido récords mundiales en las últimas fechas.

La subida paulatina en los precios de los hidrocarburos no viene sino a confirmar, cada vez más, la factibilidad financiera de las energías renovables y su predominancia a partir de ahora. Incluso la explotación de los hidrocarburos no convencionales (fracking), que comienza a animarse en nuestro país, a partir de la subida paulatina en los precios del gas y del crudo, tiene, en su propio camino ascendente, el factor de su insolvencia como fuentes de energía primaria para la generación de electricidad.

El panorama petrolero está por cambiar incuestionablemente, y todo apunta que el cambio será relativamente pronto. Ante esta situación, podemos decir que la verdadera reforma energética del siglo XXI para México no será petrolera sino eléctrica, por la simple razón de que el futuro del petróleo no es el que creíamos en 2013.  En efecto, el sugestivo título del IMCO estaba en lo correcto, sin embargo, el contenido no dio en el blanco.

La transición energética está mandatada en los artículos constitucionales reformados, y en dos de las leyes surgidas de la reforma energética: la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), y la Ley de la Transición Energética (LTE). En ellas se establecen diversos mecanismos para esa transición y metas numéricas en porcentajes de energías limpias para la matriz eléctrica del país. La implementación de la transición, según estas leyes, se apoya en tres pilares: (1) la CFE, en su carácter de empresa productiva del Estado, (2) los inversionistas privados, y (3) los pequeños generadores bajo la figura de Generación Distribuida (GD) y de Generación Distribuida Limpia (GDL).

La CFE y sus asociados, los productores independientes de energía (PIE), basan la mayor parte de su generación en energías fósiles. Parten de una composición de fuentes mayormente convencionales por lo que se verán afectados por el destino de los hidrocarburos que se dibujó arriba. Además, los resultados de las subastas, que ayudan a CFE a cumplir con sus obligaciones de energías limpias, están mandando la señal de bajos precios con los que la misma CFE tiene que competir en contratos bilaterales o en un mercado eléctrico mayorista (MEM) basado en el menor costo marginal. Otros factores también juegan en contra, como los límites a las emisiones de carbono que eventualmente serán establecidas para cumplir con los compromisos de Paris. El futuro de este primer pilar no es muy claro.

Hablemos del segundo pilar. Los nuevos generadores del sector privado basan su producción en energías renovables. La inversión privada en renovables está mostrando una competitividad impensable con precios de energía insuperables. Las metas en energías limpias están en camino de irse cumpliendo y es de esperarse que, en 2024, alcancen el porcentaje mandatado por la LTE de 35%.  Grandes empresas internacionales y varias empresas mexicanas son las que están ganando las subastas (7) . Estas mismas empresas podrán competir en el MEM o establecer contratos bilaterales con precios más baratos que los basados en energías convencionales. En 2024 la composición de renovables intermitentes -solar y eólicaque han sido las grandes ganadoras de las subastas, será de entre 15 y 20% porque, de entrada, tanto la gran generación hidráulica, como la nuclear, la carboeléctrica, y la geotérmica existentes acumulan cerca del 20% de la generación. Ambas, solar y eólica, sumarán del orden de 80 TWh en 2024. Podemos decir que el segundo pilar se está posicionando con fuerza gracias a las metas, las subastas y las obligaciones de los certificados de energías limpias (CELs). Existe la duda de lo que pueda pasar después de 2024, ya que no existen metas obligatorias crecientes de energías limpias. Es muy posible que, al no existir multas que obliguen a mayores porcentajes, ya no haya licitaciones adicionales para CFE y ésta decida proteger su flota de plantas convencionales. La única manera que los privados puedan prosperar es mediante contratos bilaterales quitándole mercado a CFE en este rubro, o entrar al mercado spot a ofrecer sus servicios apoyándose en los bajos precios marginales de las renovables. Ello pudiera ser una situación muy ventajosa.  El tiempo lo dirá.

El tercer pilar de la transición, la generación distribuida, que está resultando esencialmente fotovoltaica en números casi absolutos, no está teniendo el éxito del segundo pilar por diversas barreras que discutiremos enseguida. Pero antes, hay que decir que la GD, y, por ende, la GDL, están limitadas a una capacidad máxima de 500 kW. La LIE define a la GD como generación “exenta”, es decir, que no requiere un permiso de generación, como sucede con otras instalaciones, lo cual significa una gran ventaja en términos de tramitología. El límite de 500 kW define, en automático, el mercado potencial de la GD. Si se considera que la tecnología dominante en la GD es la solar fotovoltaica, entonces se puede afirmar que el mercado natural son los usuarios domésticos, que suman del orden de 34 millones, y las pequeñas empresas, Pymes, que se encuentran en la llamada Tarifa 2, y que suman cerca de 4 millones. Los usuarios domésticos pueden satisfacer sus necesidades de electricidad con equipos fotovoltaicos menores a 500 kW. La mayoría de las Pymes puede también autoabastecerse con equipos menores a 500 kW.  El lugar más adecuado para poner los equipos fotovoltaicos es el techo de viviendas e instalaciones pequeñas y medianas de carácter comercial e industrial. Este mercado es enorme, y equivale a cerca del 40% del consumo nacional.

Las barreras a la GDL son predominantemente tres: (1) el subsidio eléctrico a las tarifas domésticas que, en 2017, rondaba los 120 mil millones de pesos; (2) la falta de mecanismos de financiamiento; y (3) la capacidad de la red, principalmente los circuitos de media y baja tensión, para alojar cantidades crecientes de instalaciones fotovoltaicas distribuidas.

En el caso de los usuarios domésticos, pertenecientes a la Tarifa 1 y sus diferentes variantes, el subsidio en las tarifas eléctricas constituye una barrera para la adopción de la GDL. Este subsidio disminuye artificialmente el costo de la electricidad para los usuarios cuyos recibos de luz actuales no justifican la instalación de un equipo fotovoltaico en el techo de su vivienda. Sin embargo, el subsidio es una ilusión óptica porque el costo de la energía es real, esta ahí, en la cadena de valor de la electricidad, sólo que se paga, aparentemente, de dos bolsillos separados: el del consumidor, y el del Estado paternalista. Al final, todos sabemos que se cubre desde un mismo bolsillo, el de todos los ciudadanos y negocios que pagan sus impuestos y sus recibos de luz. Estudios realizados por ICM (8) , y ratificados por SENER (9) y por el Centro de Investigación y Educación Económicas (CIDE) (10) confirman que subsidiando por única vez equipos fotovoltaicos a los usuarios, mediante un bono solar, para que se autoabastezcan, se deja de subsidiar la energía que consumen prácticamente durante 20 años.  Las variables económicas de un programa de bono solar resultan sumamente favorables para todos los involucrados: el estado, los usuarios, y el medio ambiente. A pesar de sus evidentes ventajas y de la aceptación de numerosos actores (11) , varias barreras de orden administrativo han impedido que el bono solar se instrumente, hasta ahora. Estimaciones hechas por ICM, tomando una factibilidad técnica de 75% del universo de usuarios subsidiados, apuntan a una derrama económica de 527,966 millones de pesos (31,056 millones de USD@17MXP), a una capacidad añadida de 28.6 GW, y a 22.0 millones de toneladas de gases de efecto invernadero evitadas. La generación de empleos anda en el orden de 200,000. Todo ello en un período de ejecución de 15 años.

 

Generación distribuida: el tercer pilar de la transición energética

En lo que toca a los usuarios no subsidiados de la Tarifa 2, la factibilidad financiera de los techos solares es una realidad, pero faltan mecanismos crediticios que los pongan al alcance de las Pymes. Bajo la coordinación de ICM, varias organizaciones (12) con recursos del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE) administrado por SENER, están desarrollando un mecanismo financiero para que los intermediarios financieros -bancarios y no bancarios- puedan ofrecer condiciones favorables para los créditos a techos solares.  Este programa, conocido por su acrónimo como FATERGED (13), y que está en proceso de integración, es fundamental para comenzar a superar la barrera de falta de financiamiento. Un estudio de la Asociación de Bancos de México muestra el mercado y la factibilidad financiera de la GDL mediante sistemas fotovoltaicos en el subsector sin subsidio (14).

Existe una tercera barrera, que podemos llamar técnica: la capacidad de los circuitos de distribución para manejar una cierta cantidad de techos solares. Para analizar esta barrera, es importante comprender la manera en que la energía fotovoltaica impacta en el comportamiento de las redes eléctricas de media y baja tensión que se encargan de distribuir la energía a los usuarios finales. Ya dijimos que la GD y la GDL están siendo cubiertas en su casi totalidad por la tecnología fotovoltaica. La demanda de la energía eléctrica tiene un comportamiento variable durante el día, dependiendo de la región climatológica que se trate. En general, el consumo es bajo en la madrugada, repunta al comenzar el día, disminuye durante la mañana para volver a repuntar el medio día, sobre todo en regiones cálidas. Finalmente, al ocaso, se inicia el pico más importante que corresponde al consumo nocturno para iluminación.  Este pico puede durar hasta medianoche, para comenzar a caer en a madrugada, con lo que se inicia el ciclo nuevamente. El pico de mayor generación solar ocurre entre las 13:00 y las 15:00 horas. En regiones cálidas, este pico coincide con el incremento en la temperatura ambiente y con el uso de los aires acondicionados durante el verano. Por el contrario, en regiones templadas, la energía solar generada al medio día se inyecta mayormente a la red, de donde se redistribuye a casas y negocios que no tienen techos solares.

El efecto de inyección de excedentes y su redistribución es un factor que, cuando la penetración es muy alta, tiene el potencial de desestabilizar los circuitos de baja tensión que distribuyen la energía a nivel de casas y negocios individuales. Enseguida se ilustra un ejemplo simple pero que ayuda a comprender este problema: supongamos que, en una región templada, las necesidades de electricidad de todas las viviendas tienen un mismo valor a lo largo de todo el año, y que al 50% de ellas se les instala un techo solar.

En un día de entre semana, la energía sobrante al mediodía de las viviendas que tienen techo solar se inyecta a la red y se redistribuye al resto de las viviendas que no tienen. Esta redistribución se realiza de manera espontánea a través de los circuitos alimentados por los transformadores de baja tensión que se pueden ver fácilmente instalados en los postes. No existe afectación a la estabilidad del circuito. Sin embargo, es posible que el sábado y el domingo, la mayoría de los vecinos salgan al cine, al parque, o a un día de campo, disminuyendo el consumo de luz en sus viviendas. En ese caso, la energía generada por los techos solares ya no será consumida en su totalidad por las viviendas que no cuenten con ellos, por lo que el circuito de baja tensión será saturado por la energía solar y esa energía tratará de pasar al nivel de media tensión fluyendo en sentido contrario. Ante esta situación, se puede optar por dos soluciones:  (1) limitar el porcentaje de casas con techo solar, digamos a 30%, o equipar el porcentaje de 50% con inversores inteligentes que modulen la salida de energía de los techos solares para impedir la saturación del circuito de baja tensión. En resumen, existen soluciones a las barreras técnicas causadas por las altas penetraciones de techos solares; todo depende de un análisis técnico-económico.

 

Generación distribuida: el tercer pilar de la transición energética

Este aparente problema, que ene soluciones técnico-económicas, no ha sido bien estudiado por los par cipantes del sistema eléctrico y está sujeto a decisiones conservadoras por parte del Centro Nacional de Energía (CENACE). Para dar un ejemplo, en diciembre de 2016, en el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad Menor a 0.5 MW (15) , en el Anexo 10.1, se establece que “a) En el Sistema Baja California Sur [...se limitará...] hasta 10 MW totales de capacidad instalada de generación con capacidad menor a 0.5 MW, cuando esto se cumpla, un crecimiento de hasta 1 MW de capacidad instalada por año hasta la entrada en operación del enlace BCS-SIN”. Cuando este documento se publicó en el DOF, la capacidad instalada ya superaba el límite en algunos décimos. En ese momento se suspendieron todas las interconexiones de GDL. Después de un año, se decidió agregar 18 MW más a los 10 prescritos. Es preocupante que ahora se admita casi el doble de capacidad sin haber intervenido los circuitos, y también que se tenga tan lenta velocidad de respuesta -un año- ante un fenómeno que ene un crecimiento exponencial. Esta barrera incumple los mandatos de la LIE y de la LTE, que prescriben todo po de apoyos a la GD y GDL.

Otra barrera que se ha interpuesto contra la GD y GDL es el amparo tramitado por CFE Suministro Básico el 25 de abril de 2017 en contra de las disposiciones administra vas de carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especifi caciones técnicas generales, aplicables a las centrales eléctricas de generación distribuida y generación limpia distribuida (16).

El motivo de este amparo es que la CFE argumenta que la metodología de cálculo de la contraprestación le causa pérdidas económicas bajo el esquema de medición neta (net metering) porque tendría que pagar la energía excedente al valor del precio marginal local (PML), según lo determinó la CRE (17) . Hay que aclarar que el PML sólo incluye el costo de generación, las pérdidas de la red, y la congestión. El resto de los costos asociados no se incluyen.  Esto significa que el PML es, por definición, menor al costo total de producción asumido por CFE por lo que siempre tendrá un margen positivo procedente de la reventa de la generación excedente de los techos solares. Al momento de escribir este documento, la solicitud de amparo todavía se encuentra en los tribunales.

Esta situación causa incertidumbre en el sector, aunque no ha frenado la instalación de techos solares principalmente entre los usuarios que se encuentran en la llamada tarifa Doméstico de Alto Consumo (DAC). En la gráfica, elaborada por CRE con datos de CFE, se puede apreciar la evolución del numero de usuarios y de la capacidad total instalada. Su crecimiento es exponencial. El dato de 2017 sólo corresponde al primer semestre; falta la información del segundo semestre.

La motivación económica es el principal driver de esta expansión. Ello a pesar de que para el sector DAC no se cuenta con incentivos fiscales y que los instrumentos financieros son incipientes. Según el estudio de la ABM, existe un mercado potencial total en DAC, Tarifas 2 y 3, y OM, después de aplicar filtros de viabilidades técnicas y financieras, de 2 millones de usuarios, 8.3 GW de capacidad, y hasta 13,593 millones de dólares en inversiones. Si consideramos que el gráfico de arriba apenas suma 40,109 usuarios conectados, nos podremos dar idea del potencial en los subsectores no subsidiados una vez que se disponga de instrumentos financieros competitivos.

Una barrera adicional, que esperamos que desaparezca pronto, la constituye el arancel que desde 2014 gravita sobre las importaciones de módulos solares provenientes de países con los que México no tiene acuerdos comerciales. Este arancel fue promovido por la incipiente industria nacional de módulos y tiene como blanco principal los módulos procedentes de China. La ambigüedad de la redacción de la fracción arancelaria junto con la concurrencia de otras fracciones, han permitido darle la vuelta al arancel dando como resultado que una gran parte de los módulos que instalan las grandes empresas, no sufran el sobreprecio pretendido. Quienes resultan afectados son los pequeños importadores que atienden principalmente el sector de GDL.

La medida está siendo cuestionada legalmente por los desarrolladores de instalaciones fotovoltaicas[1] y hay esperanzas de que se derogue. Este desplante de proteccionismo no ha servido para incrementar la capacidad nacional de producción de módulos, que sigue siendo prácticamente la misma, porque no existe comparación entre lo que se instala, o que se va a instalar, y lo que aporta la escasa producción interna. Aunque, en la práctica, no hay afectación al desarrollo solar, el arancel crea incertidumbre y enturbia las proyecciones de crecimiento de la GDL. En Estados Unidos, el gobierno de Trump acaba de decretar un arancel del 30% a petición también de unos cuantos fabricantes domésticos con una escasa capacidad. La historia se repite.

 

Generación distribuida: el tercer pilar de la transición energética

Para terminar, la reflexión es que el tercer pilar de la reforma eléctrica tiene un crecimiento incipiente pero uno de los potenciales más grandes del nuevo Sistema Eléctrico Nacional. Parece que CFE y el CENACE aún no acaban de digerir que tienen que convivir con esta nueva realidad. El gran potencial solar que tiene nuestro territorio y la constante disminución de costos que tiene la tecnología fotovoltaica es una combinación que difícilmente podrá ser contenida por mucho tiempo.

 

Pies de nota:

(1) IMCO; Nos Cambiaron el Mapa: México ante la revolución energética del siglo XXI; 2013. Disponible en: http://imco.org.mx/wp-content/uploads/internacional/ICI2013-completo.pdf
(2) https://uk.reuters.com/article/research-crude-goldman/world-oil-demand-could-peak-in-2024-on-higher-vehicle-efficiency-goldman-sachs-idUK-L3N1KF3ER
(3) Disponible en: https: //www.ft.com/content/7bbd9a9a-1326-11e8-940e-08320fc2a277
(4) Arbib James, Seba Tony; Rethinking Transportation 2020 – 2030; RethinkX: Disruption, Implications and Choices: 2017; Disponible en https://static1 . squarespace.com/static/585c3439be65942f022bbf9b/t/59f279b3652dea ab9520fba6/1509063126843/RethinkX+Report_102517.pdf
(5) La demanda mundial de crudo alcanzará su pico en 100 millones de barriles en 2020, disminuyendo a 70 millones en 2030 • El punto de equilibrio del petróleo caerá a 25.4 USD por barril • Las grandes petroleras tales como British Petroleum, ExxonMobil y Shell podrían ver entre el 40-50 de sus activos varados • La mitad de los activos petroleros de países tales como Estados Unidos, Canadá, Brasil, y México pudieran quedar varados • En los Estados Unidos, el 65% del petróleo pudiera no ser viable comercialmente • Infraestructura clave tales como los oleoductos Keystone XL y Dakota Access Pipeline serán inviables. Disponible: en: https://static1 . squarespace.com/static/585c3439be65942f022bbf9b/t/5a1c64dc0d9297 1bbc27150b/1511810270173/BizPrimer+Factsheet_11-27-17.pdf
(6) IRENA; Stranded Assets and Renewables; http://www.irena.org/publications/2017/Jul/Stranded-Assets-and-Renewables
(7) PwC, Strategy&; 3a. Subasta de Largo Plazo, Análisis de los Resultados e Implicaciones a Futuro; 2017. Disponible en http://recursos.pwc.mx/land-ing.asp?pagina=3a-subasta-de-largo-plazo-analisis-de-los-resultados-e-implicaciones-a-futuro
(8) Chacón, Daniel; Generación Distribuida, Solución al Subsidio Eléctrico; Energía a Debate; Edición 69; 2016
(9) SENER; Boletin de Prensa 004; La Reforma Energética Facilita el Uso de la Energía Solar para Pequeños Generadores; Enero 10, 2017. Disponible en https://www.gob.mx/sener/prensa/la-reforma-energetica-facilita-el-uso-de-la-energia-solar-para-pequenos-generadores?idiom=es
(10) Rosellon, Juan et.al; Distributed photovoltaic power generation: Possibilities, benefits and challenges for a widespread application in the Mexican residential sector; Energy Policy; 110 (2017)
(11) Chacón, Daniel; CFE, ¿lineal o exponencial?; Energía a Debate; Año 13, Edición No. 75
(12) Iniciativa Climática de México, A.C., Nacional Financiera, la Agencia de Cooperación Alemana GIZ, el Instituto de Electricidad y Energías Limpias, UNEP, y otros.
(13) Financiamiento para Acceder a Tecnologías Renovables de Generación Eléctrica Distribuida
(14) ABM; Mercado de Energía Fotovoltaica de Baja Escala; Generación Distribuida; Disponible en: https://www.abm.org.mx/descargas/Paneles_Solares_2017.pdf
(15) Diario Oficial de la Federación, 15 de diciembre de 2016. Disponible en: http://www.dof.gob.m x/nota_detalle.php?codi go=5465576&fecha=15/12/2016
(16) Diario Oficial de la Federación, 7 de marzo de 2017. Disponible en: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5474790&fecha=07/03/2017
(17) Expansión-CNN; 17 de mayo 2017. Disponible en: https://expansion.mx/empresas/2017/05/16/cfe-se-ampara-contra-las-reglas-para-energias-renovables

* Daniel Chacón es el Director de Descarbonización de la Energía en la Iniciativa Climática de México.

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