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ACUERDO DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA POR EL QUE SE MODIFICAN LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL QUE ESTABLECEN LOS TÉRMINOS PARA SOLICITAR LA AUTORIZACIÓN PARA LA MODIFICACIÓN O TRANSFERENCIA DE PERMISOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA O SUMINISTRO ELÉCTRICO, CONTENIDAS EN LA RESOLUCIÓN NÚMERO RES/390/2017



El contenido del resumen es responsabilidad de la dependencia.


Resumen del anteproyecto


La propuesta de Acuerdo consiste en la modificación de las disposiciones Sexta y Novena, fracción I, inciso e) de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los términos para solicitar la autorización para la modificación o transferencia de permisos de generación de energía eléctrica o suministro eléctrico (RES/390/2017). Aplica a las solicitudes de modificación de las personas autorizadas como beneficiarios de la energía eléctrica en los permisos de autoabastecimiento o establecimientos asociados a los permisos de cogeneración, así como aquellos que fueron incluidos expresamente en los planes de expansión al aprobarse el título de permiso o en la última modificación aprobada por la CRE. Esta propuesta de modificación fortalece el suministro de energía eléctrica bajo el régimen de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), al establecer que los centros de carga que no estén obligados a ser incluidos en el Registro de Usuarios Calificados (RUC) y que sean considerados como Nuevos Centros de Carga, así como aquellos centros de carga que ya hayan sido obligados a estar en el RUC y una vez concluida su vigencia; no podrán ser incluidos como beneficiarios de la energía eléctrica o establecimientos asociados a la cogeneración y deberán sujetarse al Suministro Básico. La propuesta de Acuerdo no genera costos adicionales, ya que no crea trámites u obligaciones adicionales y no reduce o restringe prestaciones o derechos a los particulares ya que se respetan los derechos adquiridos en lo incluido originalmente en el Título del permiso y se apega a lo previsto en el artículo 36, fracciones I y II de la derogada Ley del Servicio Público de la Energía Eléctrica en cuanto a poder entregar energía eléctrica a terceras personas físicas o morales que fueren socios de la misma o establecimientos asociados a la cogeneración al aprobarse el proyecto original, así como aquellos incluidos en los planes de expansión o en la última modificación a los mismos autorizada por la CRE.

El contenido del resumen es responsabilidad de la dependencia.


Summary of the draft


The proposed Agreement consists in the modification of the Sixth and Ninth provisions, section I, subsection e) of the General Administrative Provisions for modification or transfer of power generation and electricity supply permits (RES/390/2017). The scope of this modification deals with requests for changes in authorized persons as beneficiaries of the electricity generated in self-supply or cogeneration permits, including those expressly stated in the expansion plans when the permit was granted or in the last modification approved by the CRE. This modification Agreement strengthens the electricity supply under the Electricity Industry Law (LIE) particularly Basic Supply of Electricity and generate neither additional costs nor reduce or restrict benefits or rights to permit holders or associates, since it does not create additional administrative or regulatory burdens. Additionally, the proposed Agreement is in line with provisions of article 36, sections I and II of the former Public Service Electricity Law since it still allows to deliver electricity to associates in self-supply or cogeneration permits in accordance to what was originally granted or in the last modification approved by the CRE.

Últimos comentarios recibidos:


Comentario emitido por: Nombre de usuario no publico


Es necesario recordar que el hacer un cambio así de radical envía un mensaje de que las reglas iniciales del mercado (anterior y actual) no están escritas en piedra y crea incertidumbre. Esta incertidumbre regulatoria puede no volver per se inviable la inversión pero contribuirá a un aumento en costes de capital y de financiamiento. No hay que olvidar que en los mercados financieros la confianza lo es todo y agregar incertidumbre aumenta el riesgo y por ende la rentabilidad esperada por lo que cada vez menos proyectos, de cualquier tipo de fuente energética, serían factibles. Si bien se estima necesario el cambio regulatorio, se recomienda que se dé un periodo de gracia adecuado antes de aplicarlo para permitir a este tipo de proyectos la firma de nuevos contratos de compraventa de energía eléctrica (PPA por sus siglas en inglés) para aumentar su capacidad de cobertura eléctrica.

Fecha: 20/03/2020 12:03:11

Comentario emitido por: Miguel Angel Gutiérrez Guerrero


El cortar de tajo la posibilidad de ingresar nuevos permisionarios y nuevos centros de carga tendrá serios efectos ambientales, financieros y económicos que afectarán desproporcionadamente a los proyectos que utilizan como combustible para la generación de energía eléctrica biogases y gases de rellenos sanitario. En cuanto a emisiones de metano (CH4), el país se posiciona como uno de los principales contaminantes según cifras del último estudio auspiciado por la Global Methane Initiative. A 2020, seremos el décimo mayor contaminante de este gas, así como el décimo mayor contaminante de gases de efecto invernadero que no son dióxido de carbono (Non-CO2) en el área de ganadería y el sexto mayor contaminante en el área de rellenos sanitarios. (EPA, 2019) Estas últimas dos categorías, así como cualquiera que provenga de la descomposición de materia orgánica, son considerados como biogases. El biogás al contener un porcentaje importante de CH4, es una fuente calorífica que puede ser aprovechada de diversas maneras – directamente al ser quemado y aprovecharse térmicamente o indirectamente al utilizarse para la generación de energía eléctrica. México actualmente tiene una infraestructura de aprovechamiento de biogás y gases de relleno sanitario que pudiera parecer modesta a comparación de otros países pero que de cualquier manera aportan a la disminución de gases contribuyentes al efecto invernadero ya que aprovechan la molécula de CH4 en vez de liberarlas a la atmósfera. Tomando en cuenta que el aporte del CH4 al calentamiento global es de 25 veces más grande que el de una cantidad equivalente de CO2, es muy fácil ver el porqué es importante evitar su propagación. A finales de 2018, se estimaba a que el aprovechamiento de biogás en el país era de 114 millones de m3/año lo que equivalía a 109 GWh/año de energía eléctrica, todos bajo el esquema legado. (Gutiérrez, 2018) Sin embargo, el año pasado aumentó la capacidad instalada por 22.4 GWh/años adicionales lo que equivale a 6.7 millones de m3/año de CH4 menos en la atmósfera. Igualmente, esto bajo el esquema legado. (CRE, 2014) (Loza, 2019) Si bien es difícil el cuantificar los beneficios medioambientales que la mitigación de emisiones de estas fuentes ocasiona en el ambiente, es necesario expresarlo en términos monetarios. En la literatura especializada se habla del término “costo social del cambio climático” (CSCC) en el que se expresa la cantidad de ahorro debido a la mitigación o el costo que trae a un país cada tonelada de CO2 equivalente emitido a la atmósfera. (Irfan, 2018) Según la información del documento “Country-level social cost of carbon” de Ricke et al. México, en un escenario optimista, tiene un CSCC de aproximadamente 11.90 USD por tonelada de CO2 equivalente. A su vez se menciona que nuestra economía será desproporcionalmente afectada en una razón costo-aportación de 2:1, por el calentamiento global. (Ricke, Drouet, Caldeira, & Tavoni, 2018) En pocas palabras, la aportación que los proyectos legados de biogás en términos del CSCC sería de alrededor de 9.5 millones de USD/año (o 72.21 USD/MWhe) usando estimaciones del LFGE Calculator de la EPA. (EPA, 2020) Los proyectos a los que nos estamos refiriendo en el párrafo anterior, correrían un riesgo mayor si las modificaciones propuestas se hacen realidad. Esto debido a que en caso del cierre de los Centros de Carga o de la bancarrota los socios dados de alta en sus Títulos de Permiso éstos no podrán ser remplazados. Si actualmente no cuentan con contratos PPA con carga suficiente para compensar los puntos dados de baja, los proyectos pudieran dejar de ser rentables. Ahora bien, los proyectos con inversión en curso (es decir los que están en construcción) también verían su riesgo aumentado. En este caso se ve amplificado el problema debido a que no han iniciado operación, y con ello no han podido generar ingresos lo que asegura que no se recupere ni siquiera el coste de inversión inicial. Estos proyectos tuvieron sus inversiones aprobadas en situaciones muy diferentes de mercado. En primera instancia porque las reglas (léase las leyes) que regían a los autoabastos eran diferentes. Y segunda instancia y más importantemente, porque los costes nivelados de energía (LCOE), por sus siglas en inglés) para las diversas fuentes sustentables eran diferentes previo a la reforma. Valdría la pena recordar que el LCOE es una medida del costo promedio neto presente de la generación de energía eléctrica en una planta a través de su vida útil y pondera los costos de inversión y los costos de operación en un solo valor. (NREL, 2020) En la última década, el LCOE de tecnologías verdes ha decrecido a ritmos acelerados. Estas tecnologías y el decrecimiento del precio indican claramente que el costo contra el que el biogás tiene que competir ha bajado y lamentablemente el costo del biogás se ha mantenido básicamente sin cambio. Según el estudio de Kost et al., el LCOE de proyectos de biogás corre entre 110 y 170 USD por MWh mientras que los proyectos a grande escala del tipo solar fotovoltaico y eólicos terrestres corren entre 40 y 100 USD por MWh. (Kost, Shammugam, Jülch, Nguyen, & Schlegl, 2018) Esto era muy diferente a inicios de la década pasada. Usando datos de Lazard, durante la última década el precio del MWh de energía eólica terrestre bajó de 135 USD/MWh a 41 USD/MWh mientras que los proyectos solares masivos variaron desde 358 USD/MWh a 40 USD/MWh lo que equivale a un decrecimiento anual ponderado de 11% y 20% respectivamente. (Lazard, 2019) Si lo comparamos con la evolución del LCOE de proyectos de biogás lo que encontramos es apabullante ya que el costo en este tipo de proyectos decreció sólo un 2% anual ponderado. (IRENA, 2019) En palabras simples, la competencia era más cara y por ende el biogás resultaba una inversión más segura en 2010 y con ello exigía una rentabilidad más baja. Ahora el mercado es distinto. Se pudiera afirmar que la opción entonces sería migrar hacia el MEM, sin embargo, esto sería un suicidio financiero. Precisamente debido a la baja del LCOE de otras energías sustentables, el mercado eléctrico en México ha visto precios nodales cada vez más bajos. En febrero del 2020, el precio promedio nodal de la energía en el país era de 498 MXN/MWh lo que equivaldría a 25.54 USD/MWh. (Nexxus, 2020) Este valor no cubre el costo de la generación de biogás expuesto en el párrafo anterior. En realidad, este precio nodal está diseñado para cubrir la parte variable del costo de la generación energética. Es a través del pago de potencia que se debiera cubrir la parte fija del componente del costo de generación. Partiendo del precio neto de potencia del año 2019 que fue de 216,525 MXN/MW/año para la zona del Sistema Interconectado Nacional, esto equivaldría a sumarle alrededor de 1.50 USD/MWh al PML promedio actual. (CENACE, 2020) Para poder competir con los combustibles fósiles, las energías limpias además generan Certificados de Energía Limpias (CELs) un producto financiero que permite monetizar las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero hechas por las energías limpias. Sin embargo, debido a los cambios propuestos al marco jurídico de los CELs durante el año pasado hay incertidumbre en el mercado y los expertos señalan que el costo de estos pudiera llegar hasta 0 USD/MWh. (Aguilar, 2019) Esto dejaría la recaudación en el MEM para energías limpias de alrededor de 27 USD/MWh, lejos de los 110 USD/MWh que requieren los proyectos de biogás para recuperar su inversión. En cuanto a la posibilidad de acondicionar el biogás a tener la misma calidad del gas natural, lo que se conoce como gas natural renovable (GNR), ésta no pudiera ser opción ya que el país tiene una infraestructura de gas natural limitada y tendría que coincidir que estuviera a una distancia prudente de la fuente del biogás. Por ello, no habría manera que los proyectos en operación y en construcción actualmente bajo el esquema legado migren de mercado o de tecnología de aprovechamiento. Si partimos de los datos publicados por EPA, tan solo contando el gas de relleno sanitario que emite el país estamos produciendo alrededor de 332,500 NM3/h lo que pudiera equivaler a alrededor de 550 MW o 1860 MMBTU/h de capacidad instalada. En términos más tangibles, sería a reducir por 10.6 mil millones de litros el consumo de gasolina en México. (EPA, 2020) (EPA, 2019) Bibliografía Aguilar, E. (6 de Diciembre de 2019). Costos de la energía podrían subir este sexenio por cambio a CELs. Obtenido de El CEO. CENACE. (2020). Precio Neto de Potencia - Mercado para el Balance de Potencia - Año de Producción 2019. Centro Nacional de Control de Energía. CRE. (27 de Noviembre de 2014). gob.mx. Obtenido de Orden del Día - Sesión Ordinaria - Jueves 27 de Noviembre de 2014. CRE. (13 de Febrero de 2020). ACUERDO DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA POR EL QUE SE MODIFICAN LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL QUE ESTABLECEN LOS TÉRMINOS PARA SOLICITAR LA AUTORIZACIÓN PARA LA MODIFICACIÓN O TRANSFERENCIA DE PERMISOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA. Obtenido de CONAMER. EPA. (2019). Global Non CO2 Greenhouse Gas Emission Projections & Mitigations. Washington, DC: US. EPA. EPA. (06 de Marzo de 2020). Landfill Gas Energy Benefits Calculator. Obtenido de Landfill Methane Outreach Program. Gutiérrez, J. P. (2018). Situación actual y escenarios para el desarrollo del biogás en México hacia 2024 y 2030. Morelia: Red Mexciana de Bioenergía, A.C. Imberton, A. (2018). La nueva regulación de la industria eléctrica en México. Ciudad de México: Porrúa. IRENA. (2019). Renewable Power Generation Costs in 2018. Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency. Irfan, U. (26 de Septiembre de 2018). Climate change is a global injustice. A new study shows why. Obtenido de Vox. Kost, C., Shammugam, S., Jülch, V., Nguyen, H.-T., & Schlegl, T. (2018). Levelized Cost of Electricity - Renewable Energy Technologies. Freiburg: Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. Lazard. (2019). Lazard's Levelized Cost of Energy Analysis - Version 13.0. Lazard. Loza, I. V. (25 de Octubre de 2019). Generará Biogás Relleno Sanitario. Obtenido de Heraldo de León: https://www.heraldoleon.mx/generara-biogas-relleno-sanitario/?__cf_chl_jschl_tk__=6941be36d108d94bf6a64c69bd9fac96336a321b-1584495084-0-AVoRoC5hUqgBXEsJ4_aFMcWtQHmdA9CSxWPdRrbgmw0S-SBwzi-s8iADrG2OvbfwsxlbBB7fxSFsfqsAUPaVyc1z6TDvX3BauABazWGB3doZEL4qCSwluoZ Nexxus. (2020). Informe del Mercado Eléctrico México - Febrero 2020. Ciudad de México: Nexxus Energía. NREL. (2020). Simple Levelized Cost of Energy (LCOE) Calculator Documentation. Obtenido de NREL - Energy Analysis: https://www.nrel.gov/analysis/tech-lcoe-documentation.html Ricke, K., Drouet, L., Caldeira, K., & Tavoni, M. (2018). Country-level social cost of carbon. Nature Climate Change, 895-900.

Fecha: 20/03/2020 12:02:09

Comentario emitido vía correo electrónico

B000200857

Fecha: 20/03/2020 10:52:00

Comentario emitido por: Armando Rafael Llamas Terrés


Conviene entender que centros de carga “nuevos” son aquellos que no recibieron CFE, servicio público de electricidad, antes de LIE y por centros de carga “calificables” aquellos con demanda de más de 1 MW. La RES/390/2017 permite agregar centros de carga no “nuevos” a autoabastecimiento, sin importar si son “calificables” y además permite que se agreguen a autoabastecimiento centros de carga “nuevos” no “calificables”. Proporciona dos alternativas a los usuarios finales con centros de carga “nuevos” no “calificables” a) suministro básico b) autoabastecimiento complementado con suministro básico. La modificación propuesta por la CRE pretende que ningún centro de carga “nuevo” pueda agregarse a autoabastecimiento. Dejaría a centros de carga “nuevos” no “calificables” sin opción, los deja con suministro básico, con tarifa regulada. Sin acceso a precios de mercado. Esta modificación no fomenta la competencia en la industria eléctrica. Uno de los ámbitos de la competencia, quizás el más importante, es la liberalización, esto es, los usuarios pueden seleccionar su proveedor de servicios, tal y como ocurre en servicios de telefonía, de cable o de datos. La modificación propuesta por la CRE cancela esta liberalización a usuarios “nuevos” no “calificables”. Por ejemplo una nueva planta industrial o un nuevo centro comercial en mediana tensión y con demanda inferior a 1 MW no tienen opción, tienen que recurrir a suministro básico. Los usuarios descritos deben tener opción de decidir entre suministro básico o la combinación de éste con autoabastecimiento. Esta modificación a RES/390/2017 no fomenta la competencia en la industria, va en contra de lo establecido por LIE por lo que esta modificación, sometida a análisis de impacto regulatorio, no debe proceder

Fecha: 20/02/2020 20:52:21

Comentario emitido vía correo electrónico

B000200407

Fecha: 13/02/2020 17:34:00



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Dependencia:

CRE-Comisión Reguladora de Energía

Fecha de último documento recibido:

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Fecha Publicación:

13/02/2020 13:16:33

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65/0006/130220