La entrada en vigor del mercado de certificados de energía limpia (CEL) podrá ser aplazada hasta el 2022, ya que si bien, la compra-venta de estos instrumentos será obligatoria a partir del 2018, su precio podrá no ser determinado por la oferta y la demanda, sino que tendrá un techo de 60 unidades de inversión (Udis) por megawatt hora (MWh), según propusieron los senadores en las reservas para la aprobación de la Ley de Transición Energética (LTE).

En la reunión que inició con dos horas y media de retraso por falta de asistencia, las comisiones de Energía y Estudios Legislativos del Senado aprobaron en lo general y en lo particular el proyecto de minuta de la LTE que se votará en el pleno para regresar a la Cámara de Diputados, tras los cambios que se realizaron a favor de los potenciales inversionistas del sector eléctrico.

Y es que las comisiones del Senado aprobaron sin cambio alguno el documento enviado por los diputados, pero el panista Jorge Luis Lavalle Maury añadió un artículo transitorio más: el 22, que otorga una salvaguarda jurídica para dar certidumbre a los generadores que a partir del 2018 estarán obligados a producir al menos 5% de su electricidad con energías limpias (que en la nueva ley se considera a la que emite un máximo de 100 kilogramos de CO2 por cada megawatt hora).

En el nuevo esquema, los generadores fósiles deberán comprar CEL a los de energías limpias para cumplir con esta obligación o recibirán multas de la Comisión Reguladora de Energía; pero con la propuesta panista, en caso de que no haya suficientes CEL disponibles o que resulten demasiado caros, habrá un periodo de ajuste de cuatro años en que se fijará artificialmente el precio máximo de estos CEL, que será de 60 Udis.

Con estos cambios buscamos otorgar a los inversionistas un periodo de gracia en lo que se ajusta el mercado de CEL, para no eliminar la obligación en lo que se prueba este nuevo modelo en México, sin que inmediatamente sean multados , dijo Lavalle Maury en entrevista.

En la misma reserva se planteó que la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece) deberá revisar y emitir una recomendación sobre cómo va el mercado de CEL al 2020, para que entonces se determine si se realizan cambios.

Resto de la ley, íntegro

El resto de la LTE se aprobó íntegramente: tanto las metas de generación renovable (35% al 2024) como los instrumentos de planeación a 15 y 30 años; el financiamiento a través del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable instrumentado por la Secretaría de Energía; la creación del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias; la hoja de ruta para la transición de la industria diseñada por la Secretaría de Economía, y la creación del Consejo Consultivo para la Transición Energética.

El presidente Enrique Peña Nieto, quien está en París para participar en la Conferencia de las Partes por el Cambio Climático (COP21), podrá tener antes de su regreso la aprobación de esta ley que regula al sector que genera 35% de las emisiones de gases de efecto invernadero en el mundo.

Nueva ley da menores oportunidades en CEL a generadores solares: ANES

La Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) denunció que con la aprobación de la Ley de Transición Energética (LTE) tal y como la presentaron los diputados, que se votará en el Pleno del Senado, habrá menores oportunidades en el mercado de certificados de energía limpia (CEL) para los generadores solares y eólicos, comparados con los cogeneradores a gas.

Y es que la LTE mantuvo la definición de la Ley de la Industria Eléctrica sobre energía limpia como: la que produce un mínimo de emisiones de gases de efecto invernadero, por lo que hasta la tercera parte de la cogeneración, la que utiliza vapor de agua remanente de procesos térmicos a gas, será considerada energía limpia y podrá emitir CEL.

Ante ese panorama, la Asociación tiene la preocupación de que las centrales de cogeneración que liciten y sean reconocidas como energías limpias acaparen los Certificados de Energía Limpia y exista poca posibilidad para las verdaderas energías limpias, como la solar y la eólica.

ANES considera que la energía que proviene de cogeneración con gas, por definición, no puede ser limpia; porque proviene de un proceso de combustión cuya principal emisión es precisamente el bióxido de carbono, principal agente causante del calentamiento global , aseveró.

Las proyecciones para el 2015 estiman que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) registre más de 16,000 contratos para generación solar fotovoltaica, lo anterior debido a las facilidades de interconexión con la red y el intercambio de energía contabilizado por un medidor eléctrico bidireccional, mecanismos que la ANES espera que se mantengan.

Cabe mencionar que en México existen más de medio millón de usuarios de Tarifa de Alto Consumo (DAC); es decir, techos donde se puede instalar un sistema fotovoltaico para generar su propia electricidad. Y cerca de 3 millones de comercios, así como 250,000 instalaciones industriales, que pueden ser usuarios de sistemas generadores de energía solar con capacidades por debajo de los 500 kilowatts.

ANES reconoce que durante los últimos años el gobierno mexicano ha mostrado un gran interés en apoyar el uso y fomento de las energías renovables, por ello la Asociación espera que esa postura sea asumida por el Legislativo; así como los organismos cupulares sean congruentes con el propósito del gobierno federal , aseveró la asociación.

Hacienda reduce regalías al Estado entre 10 y 1% en Ronda 1.3

A diferencia de los contratos de producción compartida para campos de exploración y extracción ya adjudicados, donde se fijaron regalías mínimas de entre 40 y 30.2% que los contratistas debían compartir con el Estado, en las 25 licencias que se adjudicarán en la tercera fase de la Ronda Uno, Hacienda redujo estos mínimos entre 10 y 1% de la utilidad antes de impuestos que requiere el Estado por la explotación de campos terrestres.

A partir de la baja colocación de campos en la primera fase de la Ronda Uno mexicana, en la que sólo se adjudicaron dos de 14 contratos, el gobierno determinó que para las fases siguientes se debía publicar con 15 días de anticipación a la subasta el mínimo que el Estado espera que el contratista le comparta por la explotación de los hidrocarburos propiedad de la nación.

Así, para los cinco contratos de producción compartida en aguas someras se fijó un valor mínimo que osciló entre 30.2 y 35.9%; pero en los campos terrestres, que cuentan con superficies desde 7.2 hasta 171.5 kilómetros cuadrados, estos mínimos bajaron hasta 99% de la utilidad al contratista.

Cabe destacar que para los campos de tipo 2 de esta tercera fase, que cuentan con un volumen remanente de hidrocarburos superior a 150 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y se pide un capital contable mínimo de 200 millones de dólares por campo a las empresas, los valores establecidos fueron de 5% para el mayor campo, Tajón; 2.5% para Cuichapa; 5% para Molocán, y hasta 1% para Barcodón.

En los 21 campos restantes, de tipo 1, con un volumen remanente inferior a 150 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, los licitantes requieren de un capital contable mínimo de 5 millones de dólares para participar en la subasta. En cuatro campos se estableció 10%; dos con 5%; dos con 4%; dos con 3%; uno con 2.5%, y nueve campos 1 por ciento.

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