El pasado 28 de octubre de 2022, la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) publicó una serie de documentos con intenciones modificatorias al esquema de Generación Distribuida, la regulación que permite conectar centrales de generación eléctrica menores a 499 kW. Aunque estos acuerdos todavía no tienen una fecha de inicio de aplicación y pueden sufrir modificaciones, tienen impactos en toda la cadena de valor.
Antes de pasar a las propuestas de modificación de los esquemas de contraprestación disponibles, es importante destacar que hay puntos que benefician a todos los involucrados como clientes, la red eléctrica y los instaladores. Uno de los principales objetivos de los documentos publicados es brindar mayor seguridad a la forma en cómo están siendo construidas e interconectadas las centrales al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Si bien solar ha tenido una creciente penetración en el sector residencial, comercial e industrial en los últimos años, también se han sumado empresas de instalación las cuales con el fin de competir ofertan componentes cuyo funcionamiento puede deteriorar la calidad de la energía en la red, cuentan con malas prácticas de instalación y peor aún, pueden generar incidentes dentro de los sitios instalados. El robustecimiento de cuáles dispositivos pueden ser conectados y la exigencia a los instaladores de competencias como la 586 y la 1181 son puntos positivos para seguir expandiendo la generación de energía renovable en el país.
Ahora bien, para entender uno de los cambios principales en la forma de cómo se calcula el valor de la contraprestación, es importante explicar el concepto de Net Metering, el cual funciona como una bolsa virtual de energía, donde actualmente en caso de existir excedentes dentro del periodo de facturación (mensual, bimestral) se abona la energía para poder ser consumida el resto del año natural, esta figura fue propuesta como incentivo en California para la acelerar la transición energética e implementada con éxito en nuestro país.
Dentro de las propuestas, se plantea conservar el esquema de Net Metering para contratos en Baja Tensión (Menores a 50 kW) y para cargas conectadas mayores de 51 a 250 un concepto de MT1 y de 251 a 500 MT2 la figura de Net Metering se modifica por Autoconsumo, esto implica que sólo en caso de que existan excedentes de energía dentro del periodo (mensual) este será liquidado por medio del Suministrador de Servicios Básicos (CFE) bajo el siguiente cálculo:
VC=CPE+TT+VPNT
Donde:
VC: Valor de la Contraprestación; [$/kWh]
CPE: Costo Promedio de la Energía adquirida a través de los Contratos de Cobertura Eléctrica
TT: Tarifa de Transmisión para generadores interconectados en nivel de tensión menor a 220 kV
VPNT: Valor de las pérdidas en el nivel de tensión
En caso de no existir excedente en el periodo, funcionará como lo ha venido haciendo hasta el día de hoy. Esta propuesta no involucra que deje de ser atractivo seguir instalando paneles fotovoltaicos, es una realidad que el costo de generación solar en sitio es más accesible que adquirir energía proveniente de recursos fósiles y que se encuentran a cientos de kilómetros del punto de consumo, eso sin tomar en cuenta el impacto ambiental y el óptimo aprovechamiento de las instalaciones y edificios.
Desde NXTSolar creemos que el VC (Valor de Contraprestación) será menor el precio de compra de energía, al día de hoy todavía no hay referencia de este concepto por parte de CFE. Vemos dos casos para los sistemas de Media Tensión, uno que impactaría de forma negativa el Retorno de Inversión (ROI) y otro en el cual se mantendrían las características actuales.
Caso 1. Existe un saldo a favor de energía en el periodo facturado
Existe la posibilidad de que si la generación solar tiene excedentes diarios al consumo estos se vayan acumulando durante todo el mes, en este caso el remanente será facturado al final del periodo al valor de VC como lo mencionamos anteriormente. Eso no quiere decir que no sea conveniente tener excedentes diarios, sino que será posible que se necesite analizar a un nivel más profundo la capacidad por instalar contra el VC para obtener el mejor ROI.
En la siguiente imagen, mostramos un sistema cercano a 120 kWp el cual disfruta de que los excedentes que tiene los meses donde la producción es mayor al consumo se trasladan a los meses donde son utilizados, recordemos que la generación anual no es igual (por como el planeta Tierra se mueve alrededor del Sol) y que factores como el clima de cada sitio son importantes para determinar la generación total anual.
Caso 2. No existe un saldo a favor de energía en el periodo facturado
En el caso donde el consumo es mayor a la central eléctrica a instalar es casi seguro que no exista una exportación a menos que el centro de carga se apague, aún en ese caso el esquema de Net Metering funcionará dentro del periodo de facturación aprovechando cada unidad de energía contra el costo de venta y no el VC.
En conclusión, personalmente creo que el futuro es eléctrico y será crítico tener una red eléctrica inteligente la cual esté descentralizada e integrada por componentes diversos (generación, almacenamiento, rectificación, entrega de reactivos…, etc.) de gran calidad y bajo una normativa robusta que asegure el correcto funcionamiento y con seguridad, por ello creo que esta iniciativa tiene una buena posibilidad de irnos encaminando hacia allá al menos hablando del hardware, ojalá así sea.
Por último, estas publicaciones generan una 2da llamada de atención, sobre todo para los usuarios en MT que se encuentran en el Caso 1 expuesto en esta entrada de blog, desde NXTSolar estamos comprometidos a buscar la mejor solución para nuestros clientes, no sabemos cual es la ventana de tiempo para aprovechar los incentivos que se plantearon hace años para acelerar la transición energética pero entendemos que esa ventana está por acabarse y será un poco menos atractivo que ahora. ¡Y tú qué esperas para aprovechar esta última ola!.
