Estudio de mercado de tecnología solar fotovoltaica ...
58
Estudio de mercado de tecnología solar fotovoltaica distribuida para MiPyMEs Versión 1.1 Enero 2021
Transcript of Estudio de mercado de tecnología solar fotovoltaica ...
Estudio de mercado de tecnología solar
fotovoltaica distribuida para MiPyMEs
Versión 1.1
Enero 2021
© 2018 ICM / INEEL
Los textos e ilustraciones que se presentan en este documento han sido preparados para efectos
exclusivamente informativos y de referencia. Ni las organizaciones ni las personas participantes
en la elaboración de este documento, aceptan responsabilidad alguna por pérdidas o daños en
ninguna persona o propiedad, que resulten del uso del material, criterios, instrucciones,
recomendaciones, datos, métodos o ideas aquí contenidos, o de la acción o abstención de acción
que resultaren de tal uso. La aplicación de dicha información en ningún caso confiere
inmunidad a obligaciones legales.
Este documento fue desarrollado por la Gerencia de Energías Renovables del Instituto Nacional
de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en colaboración con Iniciativa Climática de
México, A.C., bajo el contrato ICM/I/NC/19548.
i
Contenido
Lista de figuras .......................................................................................................................... iii Lista de tablas ............................................................................................................................ iv Lista de acrónimos ...................................................................................................................... v Resumen ejecutivo ..................................................................................................................... vi 1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 1
1.1 Antecedentes..................................................................................................................... 1 1.2 Objetivo ............................................................................................................................ 1
1.3 Marco regulatorio de generación distribuida .................................................................. 1 1.3.1 Marco Legal ....................................................................................................... 1 1.3.2 Marco Regulatorio ............................................................................................. 2 1.3.3 Clasificación de las centrales de generación distribuida ................................... 2
1.3.4 Certificados de Energía Limpia (CEL) [6]........................................................ 3 1.4 Clasificación tarifaria de las MiPyMEs .......................................................................... 3 1.5 Metodología ...................................................................................................................... 4
2. ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL TÉCNICO ................................................................. 6 2.1 Análisis de la base de datos de consumo eléctrico y usuarios por municipio .............. 6
2.2 Estimación de la capacidad FV total para usuarios MiPyMEs .................................. 11 2.3 Capacidad promedio de SFV por usuario y municipio para cada tarifa analizada. .. 13
2.3.1 Tarifa PDBT .................................................................................................... 13
2.3.2 Tarifa GDBT ................................................................................................... 14
2.3.3 Tarifa GDMTO ................................................................................................ 15 2.3.4 Tarifa GDMTH ................................................................................................ 15
2.4 Recurso solar en México .............................................................................................. 16
2.5 Factor de planta ............................................................................................................. 18 3. ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL ECONÓMICO ........................................................ 19
3.1 Parámetros económicos ................................................................................................ 19 3.1.1 Costo de inversión ........................................................................................... 19 3.1.2 Tasa de descuento ............................................................................................ 20 3.1.3 Vida útil ........................................................................................................... 20
3.1.4 Costo de operación y mantenimiento .............................................................. 20 3.1.5 Costo por reemplazo ........................................................................................ 21
3.1.6 Generación de energía FV ............................................................................... 21 3.1.7 Depreciación fiscal .......................................................................................... 21 3.1.8 Cargo por la energía eléctrica de la red ........................................................... 21
3.2 Evaluación de rentabilidad de SFV-GD ...................................................................... 25 3.2.1 Consideraciones generales de evaluación ....................................................... 25
3.2.2 Casos de estudio .............................................................................................. 26 3.3 Análisis de sensibilidad................................................................................................. 36
3.3.1 Parámetros de mayor impacto en rentabilidad de proyectos FV .................... 37 3.3.2 Selección de usuarios para el análisis de sensibilidad .................................... 37 3.3.3 Análisis de sensibilidad para usuario de Tarifa PDBT ................................... 38
3.3.4 Análisis de sensibilidad para usuario de Tarifa GDBT .................................. 39 3.3.5 Análisis de sensibilidad para usuarios de Tarifa GDMTO ............................. 41
4. ESTRATEGIAS PARA IMPULSAR LA IMPLEMENTACIÓN DE SFV-GD EN LAS
MiPyMEs .................................................................................................................................. 44 5. CONCLUSIONES ............................................................................................................ 46 Referencias ............................................................................................................................... 47 ANEXO I: Factores de planta para SFV de 100 ciudades ........................................................ 48
iii
Lista de figuras
Figura 1. Proporción de usuarios y consumo eléctrico por tarifa ............................................... 6
Figura 2. Usuarios y consumo eléctrico de tarifas en baja y media tensión ............................... 8
Figura 3. Consumo eléctrico en Tarifa PDBT por estado .......................................................... 9
Figura 4. Consumo eléctrico en Tarifa GDBT por estado .......................................................... 9
Figura 5. Consumo eléctrico en Tarifa GDMTO por estado .................................................... 10
Figura 6. Consumo eléctrico en Tarifa GDMTH por estado .................................................... 11
Figura 7. Capacidad total instalable de sistemas FV por tarifa ................................................ 13
Figura 8. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-PDBT
.................................................................................................................................................. 14
Figura 9. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-GDBT
.................................................................................................................................................. 14
Figura 10. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-GDMTO
.................................................................................................................................................. 15
Figura 11. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-GDMTH
.................................................................................................................................................. 16
Figura 12. Porcentajes de rangos de niveles de irradiación en México .................................... 17
Figura 13. Porcentajes de rangos de niveles de irradiación en México .................................... 17
Figura 14. Costos de inversión por rangos de capacidad de SFV ............................................ 20
Figura 15. Evolución del cargo por energía en Tarifa PDBT ................................................... 23
Figura 16. Evolución histórica del cargo por energía en Tarifa GDBT ................................... 23
Figura 17. Evolución del cargo por energía en Tarifa GDMTO para algunas Divisiones ....... 24
Figura 18. Evolución del cargo por energía en Tarifa GDMTH-Intermedia para algunas
Divisiones ................................................................................................................................. 24
Figura 19. Cargo variable por energía para las tarifas en baja y media tensión de las 17
Divisiones ................................................................................................................................. 25
Figura 20. Impacto del costo de inversión sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa PDBT.
.................................................................................................................................................. 38
Figura 21. Impacto de la tasa de descuento sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa PDBT
.................................................................................................................................................. 38
Figura 22. Impacto del incremento del cargo variable de energía sobre la RBC para el proyecto
FV en Tarifa PDBT .................................................................................................................. 39
Figura 23. Impacto del costo de inversión sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDBT
.................................................................................................................................................. 40
Figura 24. Impacto de la tasa de descuento sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDBT
.................................................................................................................................................. 40
Figura 25. Impacto del incremento del cargo variable de energía sobre la RBC para el proyecto
FV en Tarifa GDBT .................................................................................................................. 41
Figura 26. Impacto del costo de inversión sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDMTO
.................................................................................................................................................. 42
Figura 27. Impacto de la tasa de descuento sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDMTO
.................................................................................................................................................. 42
iv
Figura 28. Impacto del incremento del cargo variable de energía sobre la RBC para el proyecto
FV en Tarifa GDMTO .............................................................................................................. 43
Lista de tablas
Tabla 1. Clasificación de las Centrales Eléctricas [5] con capacidad menor a 0.5 MW. ........... 2
Tabla 2. Metodología de estudio del potencial técnico y económico de SFV para MiPyMEs .. 4
Tabla 3. Usuarios potenciales y consumo eléctrico por entidad federativa de usuarios MiPyMEs
.................................................................................................................................................... 7
Tabla 4. Capacidad FV estimada para MiPyMEs por entidad federativa (MWp) .................... 12
Tabla 5. Parámetros económicos comunes para la evaluación de la rentabilidad .................... 26
Tabla 6. Municipios elegidos por División para los casos de estudio de rentabilidad de las tres
tarifas evaluadas, PDBT, GDBT y GDMTO. ........................................................................... 26
Tabla 7. Perfil de consumo eléctrico (kWh/mes) de usuarios de Tarifa PDBT ....................... 27
Tabla 8. Parámetros de cálculo para usuarios de Tarifa PDBT ................................................ 28
Tabla 9. Resultados obtenidos para usuarios de Tarifa PDBT ................................................. 29
Tabla 10. Indicadores de rentabilidad, usuarios en Tarifa PDBT ............................................ 29
Tabla 11. Perfil de consumo eléctrico de usuarios en Tarifa GDBT ........................................ 30
Tabla 12. Parámetros de cálculo para usuarios de Tarifa GDBT ............................................. 31
Tabla 13. Resultados obtenidos para usuarios en Tarifa GDBT .............................................. 32
Tabla 14. Indicadores de rentabilidad para los usuarios en Tarifa GDBT ............................... 32
Tabla 15. Perfil de consumo eléctrico de usuarios en Tarifa GDMTO .................................... 33
Tabla 16. Parámetros de cálculo para usuarios de Tarifa GDMTO ......................................... 34
Tabla 17. Resultados obtenidos para usuarios en Tarifa GDMTO........................................... 35
Tabla 18. Indicadores de rentabilidad para usuarios en Tarifa GDMTO ................................. 36
Tabla 19. Información básica de usuarios seleccionados para el análisis de sensibilidad ....... 37
v
Lista de acrónimos
BT Baja Tensión
CFE Comisión Federal de Electricidad
CNE Costo Nivelado de Energía
CRE Comisión Reguladora de Energía
DAC Doméstico de Alto Consumo
DOF Diario Oficial de la Federación
FIDE Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica
FV Fotovoltaico
GD Generación Distribuida
GDBT Gran Demanda en Baja Tensión
GDMTH Gran Demanda en Media Tensión Horaria
GDMTO Gran Demanda en Media Tensión Ordinaria
INEEL Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias
IVA Impuesto al Valor Agregado
kWh Kilo Watt hora
KWp Kilo Watt Pico
MiPyMEs Micro, Pequeña y Mediana Empresas
MT Media tensión 1
MW Mega Watt
MWp Mega Watt pico
O & M Operación y Mantenimiento
PDBT Pequeña Demanda en Baja Tensión
PRD Periodo de Recuperación Descontado
PRS Periodo de Recuperación Simple
RBC Relación Beneficio Costo
SFV Sistema Fotovoltaico
TIR Tasa Interna de Retorno
VPN Valor Presente Neto
vi
Resumen ejecutivo
En este informe se presentan los resultados del estudio de mercado para sistemas fotovoltaicos
de generación distribuida para MiPyMEs.
Estimación del potencial técnico. El potencial FV que representan las MiPyMEs en el país se
estimó analizando la base de datos Usuarios y Consumo de Electricidad por Municipio (2010 -
2017) de CFE. Se analizaron las Tarifas generales en Baja y Media Tensión (PDBT, GDBT,
GDMTO Y GDMTH) que son las que cumplen con los lineamentos de la Ley de la Industria
Eléctrica para generación distribuida. Se contabilizaron poco más de cuatro millones de
usuarios categorizados en esas cuatro tarifas, con capacidad FV estimada de alrededor de 50
GWp. A la Tarifa PDBT le corresponden 92% de los usuarios y un 13.5% de consumo eléctrico,
mientras que a la Tarifa GDMTH le corresponde un 2.1% de usuarios y el 70% del consumo
de electricidad. Si bien, todos los usuarios en tarifas de baja y media tensión, pueden ser usuarios
potenciales para instalar un SFV, hay factores que limitan tal potencial, como son la
informalidad de microempresas y la falta de espacios, entre otros. Actualmente, la capacidad
instalable en generación distribuida para las MiPyMEs está cercana a 10 GWp. Por otro lado,
se determinaron las capacidades de SFV promedio por usuario en cada municipio, para las
cuatro tarifas generales en baja y media tensión.
Estimación del potencial económico. Para determinar la rentabilidad de los proyectos FV se
seleccionaron, de la base de datos de CFE, a 17 usuarios para cada una de las Tarifas PDBT,
GDBT y GDMTO. Esta clasificación de usuarios corresponde a las 17 Divisiones de
Distribución de CFE en el país. Para la evaluación económica - financiera se utilizaron las
métricas de evaluación más comunes que incluyen: valor presente neto, periodo de recuperación
simple y descontado, relación beneficio-costo, y tasa interna de retorno. Los resultados de esta
evaluación muestran que todos los usuarios que están en Tarifa PDBT son económicamente
viables. Para los casos de los usuarios que pagan las Tarifas GDBT y GDMTO, la mayoría son
rentables, excepto los casos evaluados para los usuarios de Mexicali, Saltillo y Veracruz.
Para complementar la estimación del potencial económico, se desarrolló un análisis de
sensibilidad en donde se variaron los parámetros que más impactan la rentabilidad del proyecto,
y que son: costo de inversión, tasa de descuento y factor de escalamiento sobre cargo de energía.
Estrategias para impulsar el desarrollo de SFV de generación distribuida. Se plantean
estrategias para poder impulsar el desarrollo masivo de la tecnología FV en generación
distribuida, las cuales están enfocadas a una mayor promoción de la tecnología, transmisión de
confianza al consumidor sobre aspectos tecnológicos y planteamiento de programas de
financiamiento más accesibles para cubrir un mayor mercado potencial, en particular, los
usuarios conectados en media tensión.
1
1. INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes
La generación distribuida en México está planteada para impulsar el desarrollo de las energías
limpias en pequeña y mediana escala principalmente a través de los sistemas fotovoltaicos
(SFV). Desde hace más de una década el gobierno, ha implementado programas de apoyo para
proyectos de generación distribuida (GD) en pequeña escala, dirigida específicamente a
usuarios domésticos de alto consumo (DAC) debido al alto costo de la energía en dicha tarifa.
Con la entrada en vigor de la Reforma Energética, la cual coincide con el auge de la tecnología
FV a nivel mundial, se ha logrado iniciar el impulso en la implementación de los pequeños y
medianos generadores FV. La instalación FV en generación distribuida [1] hasta finales de 2017
fue de poco más de 385 MW, cifra muy inferior a las capacidades instaladas en GD en otros
países que cuentan con un menor recurso solar.
Por otro lado, a nivel de gran escala industrial, la generación fotovoltaica en México es ya una
realidad y ofrece grandes oportunidades de negocio y de generación eléctrica para autoconsumo
por parte de los generadores externos.
La tendencia, sin embargo, es que en el mediano y largo plazo la GD se potencialice
desplazando gradualmente el esquema de generación centralizada e impulsando
considerablemente el desarrollo de la energía solar a niveles similares a los vistos en países
desarrollados. Asimismo, se estima que la adopción del esquema de GD irá en aumento.
1.2 Objetivo
• Identificar el potencial técnico y económico de sistemas fotovoltaicos en generación
distribuida en el sector micro, pequeña y mediana empresa (MiPyME).
1.3 Marco regulatorio de generación distribuida
La nueva regulación relacionada con la generación distribuida contribuye al cumplimiento de
los objetivos de la reforma energética y a los compromisos establecidos sobre emisiones de
CO2, comprometidas y establecidos en la Ley General de Cambio Climático [2].
1.3.1 Marco Legal
En la Ley de la Industria Eléctrica [3] se establece que la Generación Distribuida, es la
generación de energía eléctrica que cumple con las siguientes características:
▪ Se realiza por un Generador Exento en los términos de esta Ley, y
2
▪ Se realiza en una Central Eléctrica, con capacidad menor a 0.5 MW que no requiere
permisos ante la CRE, y que se encuentra interconectada a un circuito de distribución
que contenga una alta concentración de Centros de Carga.
En este entorno, el sistema fotovoltaico (SFV) sería la Central Eléctrica y el Generador exento
el propietario del SFV.
La Ley de Transición energética [4], mandata proponer mecanismos de apoyo que promuevan
en medidas técnica y económicamente viables, la integración de sistemas de generación
distribuida de electricidad, incluyendo los de generación a partir de Energías Renovables.
1.3.2 Marco Regulatorio
La documentación vigente en el marco regulatorio para generación distribuida es la siguiente:
▪ Disposiciones administrativas de carácter general, los modelos de contrato, la
metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales,
aplicables a las centrales eléctricas de generación distribuida y generación limpia
distribuida
▪ Manual de Interconexión de Centrales de Generación con capacidad menor a 0.5 MW
▪ Lineamientos que establecen los criterios para el otorgamiento de Certificados de
Energías Limpias y los requisitos para su adquisición
▪ Disposiciones Administrativas de carácter general para el funcionamiento del Sistema
de Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias
▪ Disposiciones administrativas de carácter general en materia de verificación e
inspección de la industria eléctrica en las áreas de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica.
1.3.3 Clasificación de las centrales de generación distribuida
En el Manual de interconexión de Centrales de Generación con capacidad menos a 0.5 MW, se
clasifican las centrales de generación distribuida de la siguiente manera:
Tabla 1. Clasificación de las Centrales Eléctricas [5] con capacidad menor a 0.5 MW.
Nivel de Tensión Capacidad de Generación Neta de la
Central Eléctrica (P) (kW) Clasificación
Baja Tensión (menor o igual que 1
kV)
Sistemas Trifásicos P < 50
Tipo BT Sistemas
Monofásicos P < 30
Media Tensión (mayor que 1kV y
menor o igual que 35 kV)
P < 250 Tipo MT1
250 < P < 500 Tipo MT2
3
Los SFV con capacidades menores a 500 kW no requieren permiso de parte de la CRE, pero
deberán cumplir con los instrumentos regulatorios que les aplique.
▪ Contrato de interconexión en Pequeña escala
▪ Contrato de interconexión en Mediana escala
▪ Contrato de interconexión para Fuente colectiva
En el manual de interconexión se especifican Actividades de los Generadores e incluyen:
▪ Consumo de Centros de carga: Se refiere a la generación de energía eléctrica para
entregar energía a uno o varios Centros de Carga.
▪ Venta de excedentes de la energía eléctrica al Suministrador
▪ Venta total de energía eléctrica al Suministrador
▪ Venta de energía eléctrica, a través del Suministrador, a un usuario final, siempre y
cuando el generador esté ubicado en las instalaciones del usuario final.
1.3.4 Certificados de Energía Limpia (CEL) [6]
Los Certificados de Energías Limpias son un instrumento para promover nuevas inversiones en
energías limpias y permiten transformar en obligaciones individuales las metas nacionales de
generación limpia de electricidad, de forma eficaz y al menor costo para el país.
Cada MWh generado con energía limpia recibe un Certificado, para el caso de generación
limpia distribuida, se otorgan CEL por la proporción de energía entregada a la red. Dichos CEL
se comercializan a través del Suministrador que represente a cada Central Eléctrica Limpia.
1.4 Clasificación tarifaria de las MiPyMEs
Las micro, pequeñas y medianas empresas están clasificados en tarifas generales en Baja y
Media Tensión. La categoría tarifaria que les aplica se muestra a continuación:
▪ Pequeña Demanda (hasta 25 kW-mes) en Baja Tensión (PDBT)
▪ Gran Demanda (mayor a 25 kW-mes) en Baja Tensión (GDBT)
▪ Gran Demanda (menor a 100 kW-mes) en media Tensión
Ordinaria (GDMTO)
▪ Gran Demanda (igual o mayor a 100 kW –mes) en Media
Tensión Horaria
(GDMTH)
4
1.5 Metodología
Tabla 2. Metodología de estudio del potencial técnico y económico de SFV para MiPyMEs
Análisis de la base de datos
del consumo eléctrico de
usuarios MiPyMEs
• Análisis de la base de datos de usuarios y consumo
eléctrico por municipio de los usuarios clasificados en
las Tarifas, PDBT, GDBT, GDMTO y GDMTH.
• Agrupación por usuario y consumo eléctrico por
municipio, entidad y División de Distribución, para las
tarifas elegidas.
• Estimación de la capacidad potencial promedio para
cada tarifa elegida, por entidad federativa
Identificación de zonas de
estudio
• Se analizó la base de datos de usuario y consumo
eléctrico integrando por municipio la División de
Distribución correspondiente. Esto para fines de
agrupar los usuarios y consumos de las tarifas elegidas
por División.
Identificación del mercado
económicamente viable, en
escenarios actual y de corto
plazo
• Desarrollo de herramienta de cálculo para evaluar la
rentabilidad de los proyectos FV para las MiPyMEs
considerando las tarifas PDBT, GDBT y GDMTO.
• Recopilación de parámetros técnicos y económicos de
sistemas FV de generación distribuida en escala desde 1
kWp a menos de 0.5 MW.
• Evaluación económica-financiera de sistemas de
generación FV en generación distribuida para usuarios
en tarifas PDBT, GDBT y GDMTO. Se evaluaron 17
usuarios de diferentes municipios representativos de las
17 Divisiones de distribución para las tres tarifas
elegidas.
• Análisis e identificación del sector de usuarios
MiPyMEs económicamente viables por División de
distribución.
Capacidad de SFV promedio
por usuario
• Determinación de la capacidad FV promedio por
municipio y usuario, para todo el país. Se identificaron
las capacidades FV con mayor incidencia para cada una
de las tarifas evaluadas.
5
Análisis e identificación de
necesidades FV en el
mercado económicamente
viable, datos actuales y a
corto plazo
• Se realizó un análisis de sensibilidad para tres casos con
la finalidad de identificar los parámetros económicos
que impactan en la rentabilidad del proyecto.
• Identificación de los parámetros que influyen directa o
indirectamente sobre el desempeño del mercado FV,
tomando como referencia el sector económicamente
viable.
• Se plantearon estrategias que ayuden a impulsar el
mercado masivo de los SFV en generación distribuida
6
2. ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL TÉCNICO
2.1 Análisis de la base de datos de consumo eléctrico y usuarios por municipio
Para determinar el potencial FV en MiPyMEs se analizó la base de datos Usuarios y Consumo
de Electricidad por Municipio [7] (2010-2017) de CFE. Las figuras y tablas mostradas en esta
sección son derivadas del análisis elaborado por el INEEL con la información de la base de
datos.
De acuerdo con la base de datos y los resultados del análisis, se puede garantizar un alto
potencial FV en usuarios MiPyMEs. En la Tabla 3 se muestra el concentrado de usuarios y
consumo eléctrico por entidad federativa.
En la Figura 1 se puede observar la gran proporción de usuarios catalogados como micro
empresas y clasificados en la Tarifa PDBT, con cerca del 92% del total de usuarios en las cuatro
tarifas mostradas. En cuanto al consumo eléctrico, son las medianas empresas las que tienen
mayor consumo a pesar de que sólo cuentan con 2.1% de los usuarios registrados.
Figura 1. Proporción de usuarios y consumo eléctrico por tarifa
Un dato sumamente relevante es que los usuarios MiPyMEs que están conectados en Media y
Baja Tensión son poco más de 4 millones.
7
Tabla 3. Usuarios potenciales y consumo eléctrico por entidad federativa de usuarios MiPyMEs
Entidad
Número de usuarios Consumo eléctrico (MWh/año) -2017-
Tarifa
PDBT
Tarifa
GDBT
Tarifa
GDMTO
Tarifa
GDMT
H
Tarifa
PDBT
Tarifa
GDBT
Tarifa
GDMTO
Tarifa
GDMTH
Ags 50,875 18 3,592 1,146 157,092 698 198,355 1,108,473
BC 102,640 1,123 13,628 3,178 504,688 61,162 911,091 3,642,516
BCS 33,306 349 2,544 1,294 180,412 15,963 175,383 762,812
Cam 26,406 69 2,058 716 121,620 4,317 146,440 307,998
Chis 78,030 59 11,910 4,259 325,962 10,858 246,278 616,055
Chih 32,720 30 2,184 636 349,132 3,948 721,482 4,009,446
Coah 115,583 179 3,995 1,168 280,630 3,776 615,974 3,386,134
Col 99,519 49 14,332 4,004 120,546 1,313 135,198 383,512
Cd Mx 394,272 10320 7,117 6,494 1,679,799 891,876 730,113 5,861,012
Dgo 48,985 9 4,464 1,189 134,596 1,307 218,211 1,130,146
Gto 207,080 45 13,270 3,762 595,401 3,063 765,502 3,831,826
Gro 99,085 203 3,518 1,165 293,859 11,851 230,975 748,235
Hgo 106,906 370 2,580 906 237,361 20,669 170,989 1,302,466
Jal 358,644 446 19,218 6,002 1,193,645 25,169 1,186,545 4,709,536
Mex 439,244 3,823 10,480 5,327 1,148,533 252,112 863,917 6,910,757
Mich 227,820 77 6,258 1,539 501,617 3,379 351,800 1,104,487
Mor 86,653 269 2,718 669 233,829 19,619 193,909 621,913
Nay 46,578 41 2,888 1,020 148,344 1,439 176,015 495,403
NL 136,944 674 31,492 16,530 631,097 21,960 1,512,033 7,129,237
Oax 143,187 184 3,428 635 310,395 9,246 193,120 298,692
Pue 247,158 290 6,640 2,204 595,962 16,579 437,090 2,355,649
Qro 82,840 69 5,697 1,959 284,579 3,841 312,442 2,449,892
Q Roo 49,127 150 6,184 5,242 291,633 9,911 408,116 2,502,031
SLP 101,507 66 5,426 1,299 257,426 3,735 293,831 1,463,521
Sin 92,864 113 10,340 2,774 448,641 5,913 600,393 1,752,902
Son 80,800 175 13,311 3,618 460,548 10,004 843,364 2,915,610
Tab 64,907 130 3,742 1,222 305,314 9,408 232,998 674,972
Tam 94,277 250 12,803 5,256 341,102 12,823 665,795 3,401,262
Tlax 47,616 35 1,247 390 102,673 1,456 82,522 613,241
Ver 252,063 240 11,658 3,218 731,100 15,022 762,147 2,020,695
Yuc 76,043 111 5,572 2,534 336,839 8,639 337,105 1,283,380
Zac 60,804 6 2,763 430 127,766 437 122,468 314,147
Total 4,084,483 19,972 247,057 91,785 13,432,144 1,461,494 14,841,599 70,107,958
8
En la Figura 2 se muestra gráficamente el comparativo entre los usuarios y consumos por tarifa.
De esta figura se contrasta la disparidad entre la gran cantidad de usuarios de Tarifa PDBT y su
bajo consumo, con los correspondientes de la Tarifa GDMTH. Se observa también la
proporción tan pequeña de usuarios y consumos en Tarifa GDBT.
Figura 2. Usuarios y consumo eléctrico de tarifas en baja y media tensión
En las Figuras 3 a 6 se muestran gráficamente los usuarios y consumo eléctrico anual para cada
tarifa.
Para el caso de la Tarifa PDBT, las entidades con mayor cantidad de usuarios y consumo son:
Ciudad de México, Jalisco, Edo de México, Veracruz, Nuevo León y Puebla. Generalmente los
usuarios que están clasificados en esta tarifa son pequeños comercios (micro empresa) y están
distribuidos en todo el país.
9
Figura 3. Consumo eléctrico en Tarifa PDBT por estado
Para el caso de la Tarifa GDBT, las entidades que destacan con mayor cantidad de usuarios y
consumo son: Ciudad de México y Edo de México. Es interesante notar que hay muy pocos
usuarios en esta tarifa en la mayoría de las entidades.
Figura 4. Consumo eléctrico en Tarifa GDBT por estado
10
Para el caso de la Tarifa GDMTO, las entidades con mayor cantidad de usuarios y consumo
son: Nuevo León, Jalisco, Baja California, Edo de México, y Sonora. Se puede decir que los
usuarios de esta tarifa son de pequeñas a medianas empresas.
Figura 5. Consumo eléctrico en Tarifa GDMTO por estado
Para el caso de la Tarifa GDMTH, las entidades con mayor cantidad de usuarios y consumo
son: Nuevo León, Edo de México, Ciudad de México, Jalisco, y Sonora. Al igual que en la
tarifa GDMTO, los usuarios de esta tarifa son pequeñas a medianas empresas.
En este sector existen alrededor del 26% de usuarios cuya capacidad FV requerida rebasa los
500 kWp. Esto de entrada no representaría una limitante para que la empresa pudiera instalar
un SFV, ya que podría instalar sólo lo permitido por la reglamentación de generación
distribuida.
11
Figura 6. Consumo eléctrico en Tarifa GDMTH por estado
2.2 Estimación de la capacidad FV total para usuarios MiPyMEs
Se estimó la capacidad FV promedio por usuario para cada municipio, tomando como base de
cálculo a los usuarios y el consumo total para cada municipio. Para el cálculo se consideró un
factor de planta promedio, tomando como referencia la base de datos de factores de planta de
las 100 principales ciudades, elaborada por el INEEL y que es de dominio público. En el Anexo
I, se incluye la lista de los factores de planta para las 100 ciudades.
Utilizando los datos anteriores, fue posible calcular la capacidad estimada por entidad
federativa para cada tarifa, la cual es mostrada en la Tabla 4.
La capacidad FV total se calculó sobre el consumo eléctrico total de todos los usuarios, sin
embargo, la capacidad instalable FV está muy por debajo de lo calculado. Si bien, todos los
usuarios en tarifas de baja tensión, pueden ser usuarios potenciales para instalar un SFV, sin
embargo, una gran mayoría de ellos opera en la informalidad. o bien en las grandes ciudades
no cuentan con el espacio para que se les instale un SFV-GD. Este tipo de factores va
disminuyendo los usuarios potenciales. Para el caso de las tarifas en media tensión, donde se
clasifican las pequeñas y medianas empresas, se observa un consumo eléctrico alto, aquí la
limitante es que por usuario la capacidad máxima para generación distribuida es de menos 500
kWp, asociado a los que no cuentan con el espacio requerido para instalar un SFV. En general
la capacidad instalable en generación distribuida para las MiPyMEs está acercándose a 10 GWp.
12
Tabla 4. Capacidad FV estimada para MiPyMEs por entidad federativa (MWp)
Entidad T-PDBT T-GDBT T-GDMTO T-GDMTH
Ags 87 0 110 613
BC 286 35 517 2,068
BCS 110 10 107 466
Cam 68 2 82 173
Chis 199 7 150 376
Chih 195 2 404 2,244
Coah 160 2 352 1,933
Col 12 0 13 37
Cd MX 1,096 582 476 3,823
Dgo 75 1 122 629
Gto 328 2 422 2,113
Gro 161 6 126 409
Hgo 139 12 100 762
Jal 665 14 661 2,623
Mex 686 151 516 4,130
Mich 278 2 195 612
Mor 128 11 106 341
Nay 86 1 103 289
NL 396 14 948 4,472
Oax 181 5 112 174
Pue 340 9 249 1,345
Qro 157 2 172 1,351
Q Roo 180 6 252 1,544
SLP 147 2 168 836
Sin 256 3 343 1,002
Son 263 6 482 1,667
Tab 194 6 148 428
Tam 219 8 427 2,181
Tlax 57 1 46 340
Ver 497 10 518 1,373
Yuc 209 5 209 796
Zac 69 0 66 169
Total 7,925 918 8,703 41,318
En la figura 7 se muestra la capacidad total estimada en base al consumo eléctrico total de los
usuarios MiPyMEs,
13
Figura 7. Capacidad total instalable de sistemas FV por tarifa
2.3 Capacidad promedio de SFV por usuario y municipio para cada tarifa
analizada.
Las capacidades de SFV para MiPyMEs dependen básicamente de los consumos de electricidad
que reporte cada usuario. Con la información de la base de datos de Usuarios y Consumos de
Electricidad de CFE, se estimó la capacidad FV promedio por usuario a nivel municipio. Los
resultados se muestran de forma global para el grupo de usuarios por tarifa.
En las Figuras 8 a 11 se muestra la fracción de municipios cuyos usuarios ubican la capacidad
promedio mostrada en rangos de kWp en las figuras para cada una de las tarifas analizadas.
2.3.1 Tarifa PDBT
La capacidad promedio del SFV para MiPyMEs en Tarifa PDBT por usuario puede ser desde
1 a 30 kWp. En la mayor cantidad de municipios cada usuario podría instalar entre 1 y 3 kWp.
Esto es razonable considerando la gran cantidad de microempresas como tiendas,
refaccionarias, cremerías, tintorerías, entre muchos otros. En la Figura 8 se muestran la fracción
de municipios contra la capacidad que puede albergar un usuario en promedio de acuerdo con
la energía que se consume y el total de usuarios.
14
Figura 8. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-PDBT
2.3.2 Tarifa GDBT
La capacidad promedio del SFV para MiPyMEs en Tarifa GDBT por usuario puede ser desde
1 a 50 kWp. En la figura 9 se observa que poco más de 75% de los municipios no cuenta con
usuarios en la tarifa GDBT y que en la mayor cantidad de municipios se puede instalar SFV
entre 10 y 50 kWp.
Figura 9. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-GDBT
15
2.3.3 Tarifa GDMTO
La capacidad promedio del SFV para MiPyMEs en Tarifa GDMTO por usuario puede ser desde
1 a 100 kWp. En la mayor cantidad de municipios cada usuario podría instalar entre 11 y 50
kWp. En la Figura 10 se observa que el 22% de los municipios no tiene usuarios en tarifa
GDMTO.
Figura 10. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-GDMTO
2.3.4 Tarifa GDMTH
La capacidad promedio del SFV para MiPyMEs en Tarifa GDMTH por usuario puede ser desde
1 a 500 kWp. En la mayor cantidad de municipios cada usuario podría instalar entre 100 y 200
kWp. En la Figura 11 se observa que cerca del 50% de los municipios no tiene usuarios en tarifa
GDMTH.
Nota: Es importante aclarar que de acuerdo con lo que se especifica en la página Web de CFE,
en las tarifas generales en media tensión no debería haber usuarios con capacidades menores de
25 kWp. De acuerdo con el análisis de la Base de datos de Usuarios y Consumo Eléctrico por
Municipio, se encontró que sí existen usuarios en estas tarifas con estas capacidades.
16
Figura 11. Rango de capacidad FV estimada promedio por usuario y municipio para T-GDMTH
2.4 Recurso solar en México
El nivel de irradiación que recibe el país está en promedio entre los 5 y 6 kWh/m2 –día, lo que
representa un recurso natural renovable muy considerable para ser explotado con la tecnología
FV. Organizaciones como el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias, el Instituto
de Geofísica de la UNAM, el Servicio Meteorológico Nacional y la Comisión Nacional del
Agua, entre otros, desde hace algunos años han estado evaluando el recurso solar en el país.
Recientemente el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), a solicitud de la
Secretaría de Energía, desarrolló una plataforma digital “Renewable Energy Data Explorer –
Mexico”, con información pública que compendia los diversos indicadores de interés en torno
al recurso solar en México.
En las figuras 12 y 13 se muestra información de los niveles de irradiación que recibe el país,
que ha sido tomada de las bases de datos de Red Data Explorer – México y del Sistema de
Información Geográfico de Energías Renovables del INEEL (SIGER), y que ejemplifica el
importantísimo recurso solar con el que cuenta el país, y que duplica y triplica los índices de
irradiación de algunos países que han desarrollado su industria solar en Europa.
17
Figura 12. Porcentajes de rangos de niveles de irradiación en México
Figura 13. Porcentajes de rangos de niveles de irradiación en México
18
2.5 Factor de planta
El factor de planta es un parámetro requerido para determinar la capacidad del SFV y en el
Anexo 1 se listan los factores de planta para 100 ciudades del país. Las estimaciones de datos
de radiación solar fueron obtenidas con el software Meteonorm, considerando una
configuración de sistema representativa, con el arreglo de módulos orientado al sur e inclinación
igual a la latitud local.
El factor de planta se calculó utilizando el software PVsyst para una probabilidad de excedencia
de P75.
Estas estimaciones de factores de planta fueron determinadas para un estudio previo y son de
dominio público. Se pueden consultar en el simulador ejecutable denominado “GraSolUrb/
Simulador Económico de Granjas Solares Urbanas” en el siguiente link.
http://www.iie.org.mx/ger/app/index.html
19
3. ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL
ECONÓMICO
Esta sección está dedicada a mostrar el nivel de rentabilidad actual que presentan los usuarios
MiPyMEs, clasificados en tarifas PDBT, GDBT y GDMTO. Se evaluaron 17 usuarios ubicados
en ciudades representativas de las 17 Divisiones de distribución del país. Los perfiles de
consumo de los usuarios fueron tomados de la base de datos de usuarios y consumos de
electricidad por municipio de CFE.
El estudio de rentabilidad comprende la evaluación de las 17 Divisiones para el esquema de
contraprestación de Medición Neta.
3.1 Parámetros económicos
A continuación, se describen y justifican los parámetros que se consideraron para evaluar la
rentabilidad del SFV planteado para cada usuario en particular.
▪ Costo de inversión
▪ Tasa de descuento
▪ Vida útil
▪ Costo de operación y mantenimiento
▪ Costo por reemplazo
▪ Generación de energía
▪ Cargo por la energía eléctrica de la red
▪ Depreciación fiscal
3.1.1 Costo de inversión
El costo de inversión de los SFV ha disminuido considerablemente en los últimos cinco años,
de tal forma que se han venido agregando sectores de mercado rentable, como es el caso de las
micro y pequeñas empresas que están conectadas en baja tensión.
El costo de inversión del SFV integra a los módulos, inversor, estructura de montaje, y balance
de planta. El costo de inversión de un SFV es tan variable como proveedores existan ya que
depende de varios factores como son el tipo de módulos, tipo de inversor, materiales de montaje,
ubicación de montaje, y las utilidades del proveedor, entre otros. También influye la capacidad
del sistema, ya que, por economía de escala, uno de mayor capacidad, es más barato.
En la Figura 14 se muestra el intervalo de costos para diversos rangos de capacidad de SFV.
Estos valores se obtuvieron de cotizaciones proporcionadas por proveedores y de búsquedas de
precios en internet.
20
Figura 14. Costos de inversión por rangos de capacidad de SFV
3.1.2 Tasa de descuento
Para evaluar económicamente un proyecto debe tomarse en cuenta las condiciones de
financiamiento para decidir qué tasa de descuento se considera. Esta tasa debe cubrir el costo
del capital, lo que significa que al menos debe ser la misma tasa de interés que se cobren sobre
el préstamo. Para fines de cálculo de este estudio se considera una tasa máxima de 14.5%, en
términos nominales.
3.1.3 Vida útil
La vida útil económica de un sistema FV es entre 20 y 30 años, por lo que para fines de cálculo
de este estudio se considera de 25 años.
3.1.4 Costo de operación y mantenimiento
Los costos de O & M cubren fundamentalmente la limpieza de los módulos FV, la vigilancia o
monitoreo de los inversores, y del sistema eléctrico, entre otros detalles menores. Estas tareas
pueden ser llevadas a cabo por el propietario en el caso de pequeños sistemas FV. Sin embargo,
para fines de cálculo se considera un factor de costo del 1% anual sobre el costo de inversión.
21
3.1.5 Costo por reemplazo
El inversor es el dispositivo del SFV que tiene una vida útil menor y deberá reemplazarse a
media vida. Los inversores centrales manejan actualmente periodos de vida de alrededor de 12
a 15 años. Para fines de cálculo de este estudio, se considera un 25% de sobre inversión para
los pequeños sistemas. Este porcentaje disminuye en la medida que la capacidad del inversor
se incrementa. En el caso de los micro-inversores no se requiere remplazo.
3.1.6 Generación de energía FV
La generación de energía depende de la capacidad del sistema FV, del factor de planta del sitio,
el cual depende del nivel de irradiación, temperatura y factor de rendimiento. El factor de
degradación anual es entre 0.5% y 1%, dependiendo de la tecnología de los módulos utilizados.
Para fines de cálculo de este estudio se tomaron como referencia los factores de planta de las
100 principales ciudades del país, mostradas en el Anexo I.
3.1.7 Depreciación fiscal
La depreciación para fines tributarios es una forma de recuperar parte del costo de la inversión
del SFV, a través de la deducibilidad del 100% en el primer año, por disposición de la Ley del
Impuesto Sobre la Renta [8]. Este beneficio se ve reflejado en el primer año del flujo de efectivo
del proyecto, de tal forma que lo favorece económicamente aumentando sus posibilidades de
ser rentable.
3.1.8 Cargo por la energía eléctrica de la red
Este parámetro básicamente es el que determina la rentabilidad de un proyecto FV. El cargo
por la energía eléctrica de la red de distribución está establecido por los entes reguladores del
país. Los usuarios que pagan tarifas con cargos por energía más bajos que el costo nivelado FV,
no recuperan la inversión con el ahorro que implica la instalación del sistema. Sin embargo, en
la medida que disminuye el costo de la Tecnología FV y se aumenta el cargo por la energía, los
nichos de mercado económicamente viables han aumentado.
Hace apenas unos cinco años, los usuarios que pagaban la Tarifa Doméstica de Alto Consumo
(DAC) representaban al único nicho de mercado económicamente viable. Hoy en día, usuarios
MiPyMEs que pagan tarifas en baja tensión y algunos de media tensión, están empezando a ver
los beneficios de incursionar como usuarios de SFV.
22
El cargo por la energía en el nuevo esquema tarifario ha evolucionado de tal forma que favorece
la implementación de SFV. En las Figuras 15 a 18 se muestra la evolución del cargo por la
energía para las cuatro tarifas generales en baja1 y media tensión a partir del año 2016.
Para el caso de la Tarifa PDBT se observa un incremento considerable en el cargo variable de
la energía a partir del tercer mes de que se implementó el nuevo esquema tarifario en noviembre
de 2017.
Para el caso de la Tarifa GDBT se observa que después del descenso en la implementación, su
incremento en promedio no rebasa los cargos del 2017. Esto es bueno para los usuarios, sin
embargo, hay que tomar en cuenta que son muy pocos los usuarios y el consumo eléctrico en
esta tarifa.
Para el caso de la Tarifa GDMTO se observa un incremento considerable en el cargo variable
de la energía a partir de la implementación del nuevo esquema tarifario. Esto es muy
desfavorable para la pequeña y mediana empresa, pero una oportunidad para implementar SFV.
En la Figura 18 se muestra el comparativo entre varias Divisiones, como se puede ver, la
División de Baja California tiene cargos más altos que cualquier otra División. A diferencia de
la División de Baja California, la División de Baja California Sur es la que reporta los cargos
más bajos.
Para el caso de la Tarifa GDMTH se observa un incremento considerable en el cargo variable
de la energía a partir de la implementación del nuevo esquema tarifario. Esta tarifa aplica tres
cargos variables por la energía, dependiendo el horario de consumo, siendo estos Base,
Intermedia y Punta. El cargo mostrado en la Figura 19 corresponde al cargo por energía
Intermedia.
Finalmente, en la Figura 19 se muestra el cargo variable por la energía para las cuatro tarifas
para el mes de noviembre del presente año 2018. Se observa que las Divisiones de distribución
con mayor cargo son: Baja California Sur, Jalisco y Peninsular y la de menor cargo es Baja
California. Los cargos reportados en este gráfico fueron considerados para la evaluación de los
casos de estudio.
1 Nota: Para el cargo de las tarifas en baja tensión, en el presente año se consideró un promedio de las 17
Divisiones.
23
Figura 15. Evolución del cargo por energía en Tarifa PDBT
Figura 16. Evolución histórica del cargo por energía en Tarifa GDBT
24
Figura 17. Evolución del cargo por energía en Tarifa GDMTO para algunas Divisiones
Figura 18. Evolución del cargo por energía en Tarifa GDMTH-Intermedia para algunas Divisiones
25
Figura 19. Cargo variable por energía para las tarifas en baja y media tensión de las 17 Divisiones
3.2 Evaluación de rentabilidad de SFV-GD
Las métricas de rentabilidad que se utilizaron para determinar la rentabilidad de los casos de
estudio que se evaluaron, son: costo nivelado de energía (CNE), valor presente neto (VPN),
período de recuperación simple (PRS), periodo de recuperación descontado (PRD), relación
beneficio costo (RBC) y tasa interna de retorno (TIR).
3.2.1 Consideraciones generales de evaluación
▪ El sistema FV sólo desplaza energía, por lo que en las evaluaciones que se presentan en
este documento únicamente se consideran los cargos que les aplica el Suministrador por
la energía desplazada, para los casos de las tarifas GDBT y GDMTO
▪ No se considera el IVA.
▪ El estudio se llevó a cabo en términos reales, lo que implica que los valores están
expresados en moneda constante, lo cual tiene descontado el efecto de la inflación.
▪ Incluye el beneficio fiscal por deducibilidad de la inversión y de los intereses del
financiamiento.
▪ Autoabastecimiento de energía del 90%.
Los parámetros económicos comunes en todos los casos de estudio se muestran en la siguiente
tabla.
26
Tabla 5. Parámetros económicos comunes para la evaluación de la rentabilidad
Parámetro Valor
Costo de inversión por unidad de capacidad 1600-1800 USD/kWp
Tasa de descuento nominal 14.5%
Tasa de descuento real 8.40%
Degradación del SFV 0.5% anual
Período de vida útil 25 años
Depreciación fiscal 1 año
Tipo de cambio 20 MXN/USD
Apalancamiento 100%
Plazo de pago del financiamiento 7 años
Factor de escalamiento sobre el cargo de energía* 2% anual *El factor de escalamiento se refiere al incremento porcentual anual estimado que tendrá el cargo por la energía,
esto sobre inflación.
3.2.2 Casos de estudio
Se evaluaron casos de estudio para mostrar el nivel de rentabilidad de los usuarios en las 17
Divisiones de distribución establecidas por la CFE para el nuevo esquema tarifario.
Los casos de estudio evaluados corresponden a 17 usuarios de diversas ciudades
correspondientes a las 17 Divisiones, como se muestra en la Tabla 6.
Tabla 6. Municipios elegidos por División para los casos de estudio de rentabilidad de las tres tarifas
evaluadas, PDBT, GDBT y GDMTO.
División Municipio
Caso 1 Baja California Mexicali, B.C.
Caso 2 Baja California Sur La Paz, B.C.S.
Caso 3 Bajío Aguascalientes, Ags.
Caso 4 Centro Occidente Morelia, Mich.
Caso 5 Centro Oriente Puebla, Pue.
Caso 6 Centro Sur Acapulco de Juárez, Gro
Caso 7 Golfo Centro San Luis Potosí, S.L.P.
Caso 8 Golfo Norte Saltillo, Coah.
Caso 9 Jalisco Guadalajara, Jal.
Caso 10 Noroeste Hermosillo, Son.
Caso 11 Norte Chihuahua, Chih.
Caso 12 Oriente Veracruz, Ver.
Caso 13 Peninsular Benito Juárez, Q. Roo
Caso 14 Sureste Tapachula, Chis.
Caso 15 Valle de México Centro Álvaro Obregón, Cd. Mx.
Caso 16 Valle de México Norte Ecatepec de Morelos, Méx.
Caso 17 Valle de México Sur Tlalpan, Cd. Mx.
27
3.2.2.1 Tarifa PDBT
En la Tabla 7 se muestran el perfil de consumo anual de los 17 usuarios de Tarifa PDBT. El
perfil de consumo eléctrico corresponde al promedio acumulado por mes del total de los
usuarios por municipio. Información tomada de la Base de Datos de usuarios y Consumo de
Electricidad y Municipios de CFE
Tabla 7. Perfil de consumo eléctrico (kWh/mes) de usuarios de Tarifa PDBT
Localidad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Mexicali 313 322 318 370 428 529 772 774 757 541 512 512 6,149
La Paz 526 435 465 421 500 468 605 632 699 629 538 539 6,456
Aguascalientes 222 252 255 277 255 293 269 283 261 290 266 270 3,194
Morelia 203 190 202 196 219 208 228 201 214 201 206 206 2,472
Puebla 212 236 219 249 225 256 219 254 213 255 234 236 2,807
Acapulco 460 538 384 433 387 441 376 440 366 418 424 421 5,089
SLP 199 262 203 262 216 291 232 279 226 279 245 249 2,943
Saltillo 271 235 265 235 304 280 336 294 317 277 282 283 3,380
Guadalajara 283 262 296 276 319 308 341 298 320 293 300 301 3,596
Hermosillo 356 288 362 358 492 503 741 652 817 607 517 534 6,226
Chihuahua 248 317 234 338 279 382 310 417 284 400 321 328 3,857
Veracruz 460 538 384 433 387 441 376 440 366 418 424 421 5,089
Benito Juárez 615 362 590 391 644 440 759 460 764 461 549 542 6,577
Tapachula 404 232 414 216 420 216 410 216 417 229 317 309 3,799
Álvaro Obregón 305 538 322 526 328 510 348 494 341 507 422 433 5,073
Ecatepec de Morelos 227 186 181 183 216 170 212 192 227 187 198 195 2,374
Tlalpan 344 352 314 344 358 365 306 343 304 364 339 339 4,073
En la Tabla 8 se muestran los parámetros particulares para cada caso evaluado, referente al
consumo eléctrico anual, el cargo por cada kWh que consumen, los costos de inversión total,
de operación y mantenimiento, del inversor y del factor de planta promedio de cada ciudad
evaluada.
28
Tabla 8. Parámetros de cálculo para usuarios de Tarifa PDBT
Consumo
eléctrico
(kWh/año)
Cargo por
energía
($/kWh)
nov/2018
Costo de
inversión
total
(MXN)
Costos de
O & M
(MXN/año)
Reposición
de inversor
Factor
de planta
global
Caso 1 6,149 2.623 $114,521 $1,145 $28,630 19.86%
Caso 2 6,456 4.177 $115,203 $1,152 $28,801 20.73%
Caso 3 3,194 4.012 $60,039 $600 $15,010 19.68%
Caso 4 2,472 3.871 $47,207 $472 $11,802 19.37%
Caso 5 2,807 3.803 $53,473 $535 $13,368 19.42%
Caso 6 5,089 3.831 $100,361 $1,004 $25,090 18.75%
Caso 7 2,943 4.113 $56,330 $563 $14,082 19.32%
Caso 8 3,380 3.714 $72,033 $720 $18,008 17.35%
Caso 9 3,596 4.545 $69,154 $692 $17,289 19.23%
Caso 10 6,226 3.517 $113,334 $1,133 $28,334 20.32%
Caso 11 3,857 3.779 $70,206 $702 $17,551 20.32%
Caso 12 5,089 3.917 $109,059 $1,091 $27,265 17.26%
Caso 13 6,577 4.185 $133,640 $1,336 $33,410 18.20%
Caso 14 3,799 3.983 $75,128 $751 $18,782 18.71%
Caso 15 5,073 3.934 $110,405 $1,104 $27,601 17.00%
Caso 16 2,374 3.947 $47,229 $472 $11,807 18.59%
Caso 17 4,073 3.973 $88,646 $886 $22,162 17.00%
En la Tabla 9 se muestra, para cada caso evaluado de Tarifa PDBT, la capacidad FV requerida,
la producción de energía anual que entrega el sistema, el monto de facturación anual sin SFV y
el monto de facturación después de haber instalado el SFV. Se observa que la capacidad
requerida para todos los casos es entre 1.3 kWp y 3.2 kWp a lo cual se consideró un costo de
inversión por unidad de capacidad, para todos de 1,800 USD/kWp,
En la Tabla 10 se reportan los indicadores de rentabilidad obtenidos, éstos muestran que los
diecisiete casos evaluados son económicamente viables considerando los parámetros del
análisis. Para todos los casos el VPN es positivo, el PRS es entre 3.3 y 5.5 años, el PRD es de
4.1 a 8.0 años, la RBC es mayor que 1 y la TIR es mayor que 8.5%.
29
Tabla 9. Resultados obtenidos para usuarios de Tarifa PDBT
Capacidad
instalada
(kWp)
Producción
del SFV
(kWh/año)
Factura sin
SFV ($/año)
Factura con SFV
($/año)
Ahorro neto
($/año)
Caso 1 3.2 5,534 $16,942 $2,406 $14,536
Caso 2 3.2 5,809 $27,799 $3,499 $24,300
Caso 3 1.7 2,873 $13,173 $1,783 $11,390
Caso 4 1.3 2,223 $10,046 $1,428 $8,618
Caso 5 1.5 2,525 $11,207 $1,591 $9,616
Caso 6 2.8 4,576 $20,097 $2,541 $17,556
Caso 7 1.6 2,647 $12,662 $1,758 $10,904
Caso 8 2.0 3,038 $13,204 $1,904 $11,300
Caso 9 1.9 3,234 $16,955 $2,233 $14,722
Caso 10 3.1 5,602 $22,644 $2,912 $19,732
Caso 11 2.0 3,469 $15,711 $2,580 $13,131
Caso 12 3.0 4,581 $20,528 $2,561 $17,967
Caso 13 2.9 4,579 $21,927 $2,736 $19,191
Caso 14 2.1 3,417 $16,026 $2,484 $13,542
Caso 15 3.1 4,563 $20,743 $2,793 $17,950
Caso 16 1.3 2,135 $10,156 $1,716 $8,440
Caso 17 2.5 3,664 $16,695 $2,416 $14,279
Tabla 10. Indicadores de rentabilidad, usuarios en Tarifa PDBT
Costo
Nivelado de
Energía
Período de
recuperación
simple
(años)
Período de
recuperación
descontado
(años)
Valor
presente
neto
Relación
B/C
Tasa
interna de
retorno
Caso 1 $1.923 5.5 8.0 $78,075 1.7 17.3%
Caso 2 $1.843 3.3 4.2 $191,578 2.7 28.3%
Caso 3 $1.942 3.7 4.8 $84,955 2.4 25.6%
Caso 4 $1.974 3.8 5.0 $62,859 2.3 24.7%
Caso 5 $1.968 3.9 5.1 $69,509 2.3 24.3%
Caso 6 $2.038 4.0 5.3 $124,702 2.2 23.7%
Caso 7 $1.978 3.6 4.6 $82,261 2.5 26.1%
Caso 8 $2.204 4.5 6.0 $74,298 2.0 21.4%
Caso 9 $1.987 3.3 4.1 $116,577 2.7 28.5%
Caso 10 $1.880 4.0 5.3 $139,717 2.2 23.6%
Caso 11 $1.880 3.7 4.8 $97,149 2.4 25.3%
Caso 12 $2.213 4.2 5.7 $122,530 2.1 22.4%
Caso 13 $2.098 3.8 4.9 $141,362 2.4 25.1%
Caso 14 $2.043 3.9 5.1 $98,017 2.3 24.4%
Caso 15 $2.249 4.3 5.8 $121,257 2.1 22.1%
Caso 16 $2.056 3.9 5.1 $60,764 2.3 24.2%
Caso 17 $2.249 4.3 5.7 $99,305 2.1 22.4%
30
Los resultados para el caso de la tarifa PDBT (Tabla 10), muestran una mayor rentabilidad, los
casos, 9 (Guadalajara, Jal.) y 2 (La Paz, BCS) por tener cargos variables de más de 4 $/kWh en
ambos casos. El caso 1 (Mexicali, BC) es el de menor rentabilidad ya que reporta un cargo por
energía de cerca de 2.6 $/kWh.
3.2.2.2 Tarifa GDBT
En la Tabla 11 se muestran el perfil de consumo anual de los 17 casos seleccionados de Tarifa
GDBT. El perfil eléctrico mensual reportado para la mayoría de los casos corresponde al
promedio acumulado de los usuarios del municipio elegido, la información fue tomada de la
Base de Datos de usuarios y Consumo de Electricidad y Municipios de CFE.
Es importante mencionar que un SFV sólo desplaza energía, no aporta disminución en la
demanda. Para determinar si el SFV aporta capacidad se deben realizar estudios de perfiles de
consumo diario durante al menos un año. La rentabilidad de un proyecto FV depende del ahorro
que se genere en la facturación. Pues bien, si no hay disminución en la demanda del usuario, el
cargo por otros conceptos, como el cargo fijo y el cargo por capacidad, será el mismo antes de
instalar un SFV y una vez que se ha instalado éste. Por lo que el ahorro reflejado es el
equivalente a los cargos por la energía desplazada.
Tabla 11. Perfil de consumo eléctrico de usuarios en Tarifa GDBT
Localidad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Mexicali 2,633 2,785 2,580 3,389 3,635 7,561 7,477 6,433 7,938 7,601 5,203 5,203 62,438
La Paz 4,128 3,847 4,021 4,076 4,048 4,407 5,242 5,457 5,594 5,673 4,649 4,701 55,843
Aguascalientes 1,900 2,322 2,298 2,804 4,016 3,074 3,201 2,911 2,980 2,893 2,840 2,934 34,172
Morelia 2,536 2,553 2,588 2,822 2,855 3,219 2,973 2,684 2,883 2,964 2,808 2,808 33,692
Puebla 4,778 5,489 5,518 5,527 5,748 5,883 4,198 5,449 5,481 5,358 5,343 5,399 64,171
Acapulco 6,296 5,429 4,827 5,743 5,467 5,705 5,750 5,548 5,704 4,966 5,543 5,468 66,445
SLP 4,640 4,622 4,679 4,926 5,101 5,755 5,814 5,206 5,771 4,914 5,143 5,193 61,764
Saltillo 3,155 2,826 6,296 4,787 3,639 4,494 4,423 2,991 4,509 2,661 3,978 4,060 47,819
Guadalajara 4,104 4,294 4,295 4,923 4,835 5,132 4,783 5,066 4,392 4,557 4,638 4,692 55,711
Hermosillo 2,674 2,785 3,043 4,528 5,112 6,510 8,133 7,123 8,654 6,313 5,487 5,769 66,131
Chihuahua 6,193 7,486 9,058 6,768 13,113 7,216 9,523 8,081 2,400 6,511 7,635 7,779 91,764
Veracruz 6,296 5,429 4,827 5,743 5,467 5,705 5,750 5,548 5,704 4,966 5,543 5,468 66,445
Benito Juárez 6,288 5,486 5,836 5,949 5,982 6,383 7,247 6,759 7,979 5,972 6,388 6,398 76,667
Tapachula 4,348 5,410 5,544 5,684 5,527 5,064 4,474 5,073 5,393 4,795 5,131 5,210 61,653
Álvaro Obregón 6,732 7,115 7,173 6,604 7,273 7,575 7,269 7,236 6,699 7,081 7,076 7,110 84,942
Ecatepec de
Morelos 5,799 5,393 5,366 5,298 5,824 5,857 6,105 5,382 6,039 6,069 5,713 5,705 68,549
Tlalpan 6,064 6,195 6,578 6,234 6,973 7,098 6,832 6,596 6,193 6,642 6,540 6,540 78,486
31
En la Tabla 12 se muestran los parámetros particulares para cada uno de los usuarios evaluados.
Tabla 12. Parámetros de cálculo para usuarios de Tarifa GDBT
Consumo
eléctrico
(kWh/año)
Cargo por
energía
($/kWh)
nov/2018
Costo de
inversión
total
(MXN)
Costos de O
& M
(MXN/año)
Reposición
de inversor
Factor de
planta
global
Caso 1 62,438 0.907 $1,098,292 $10,983 $241,624 19.86%
Caso 2 55,843 3.304 $941,106 $9,411 $207,043 20.73%
Caso 3 34,172 2.004 $606,673 $6,067 $133,468 19.68%
Caso 4 33,692 1.562 $607,571 $6,076 $133,666 19.37%
Caso 5 64,171 1.822 $1,154,534 $11,545 $253,997 19.42%
Caso 6 66,445 1.664 $1,237,598 $12,376 $245,640 18.75%
Caso 7 61,764 1.802 $1,116,544 $11,165 $264,256 19.32%
Caso 8 47,819 1.490 $962,496 $9,625 $211,749 17.35%
Caso 9 55,711 1.614 1,011,898 $10,119 $222,618 19.23%
Caso 10 66,131 1.645 1,136,956 $11,370 $250,130 20.32%
Caso 11 91,764 1.717 1,577,700 $15,777 $347,094 20.32%
Caso 12 66,445 1.449 1,344,847 $13,448 $295,866 17.26%
Caso 13 76,667 2.267 1,471,171 $14,712 $323,658 18.20%
Caso 14 61,653 1.609 1,151,359 $11,514 $253,299 18.71%
Caso 15 84,942 2.183 1,745,896 $17,459 $366,638 17.00%
Caso 16 68,549 2.232 1,287,955 $12,880 $283,350 18.59%
Caso 17 78,486 2.436 1,613,183 $16,132 $354,900 17.00%
En la Tabla 13 se muestran los resultados para cada caso evaluado de Tarifa GDBT, la
capacidad FV requerida, los montos de facturación equivalentes al cargo variable de energía
consumida antes y después de haber instalado el SFV y el ahorro por desplazo de energía FV.
Se observa que la capacidad requerida para todos los casos es entre 17.8 kWp y 51.3 kWp a lo
cual se consideró un costo de inversión por unidad de capacidad, para todos de 1,700 USD/kWp,
En la Tabla 14 se muestran los indicadores de rentabilidad obtenidos, se puede observar que la
mayoría de los casos son rentables. Sólo los casos ubicados en Mexicali (Caso 1), Saltillo (Caso
8) y Veracruz (Caso 12) no son económicamente viables bajo los parámetros del análisis. Los
que reportan mayor rentabilidad están ubicados en La Paz (Caso 2), Aguascalientes (Caso 3),
Tapachula (caso 13), Ecatepec de Morelos (Caso 16) y Tlalpan (Caso 17).
32
Tabla 13. Resultados obtenidos para usuarios en Tarifa GDBT
Capacidad
instalada
(kWp)
Producción del
SFV
(kWh/año)
Monto por cargo
de energía Sin
SFV ($/año)
Monto por
cargo de
energía Con
SFV ($/año)
Ahorro por
energía que
desplaza el
SFV ($/año)
Caso 1 32.3 56,191 $ 56,678 $ 5,676 $51,002
Caso 2 27.7 50,244 $ 184,661 $ 18,531 $166,130
Caso 3 17.8 30,737 $ 68,540 $ 6,894 $61,646
Caso 4 17.9 30,290 $ 52,670 $ 5,319 $47,351
Caso 5 34.0 57,715 $ 117,019 $ 11,776 $105,243
Caso 6 36.4 59,743 $ 110,656 $ 11,166 $99,490
Caso 7 32.8 55,559 $111,393 $ 11,201 $100,192
Caso 8 28.3 42,974 $ 71,311 $ 7,229 $64,082
Caso 9 29.8 50,108 $ 89,993 $ 9,058 $80,935
Caso 10 33.4 59,500 $ 108,880 $ 10,926 $97,954
Caso 11 46.4 82,544 $ 157,692 $ 20,775 $136,917
Caso 12 39.6 59,807 $ 96,358 $ 9,637 $86,721
Caso 13 43.3 68,986 $ 173,949 $ 17,444 $156,505
Caso 14 33.9 55,453 $ 99,284 $ 9,978 $89,306
Caso 15 51.3 76,400 $ 185,429 $ 18,649 $166,780
Caso 16 37.9 61,645 $ 153,128 $ 15,426 $137,702
Caso 17 47.4 70,592 $ 191,350 $ 19,247 $172,103
Tabla 14. Indicadores de rentabilidad para los usuarios en Tarifa GDBT
Costo
Nivelado de
Energía
Período de
recuperación
simple
(años)
Período de
recuperación
descontado
(años)
Valor
presente
neto
Relación
B/C
Tasa
interna de
retorno
Caso 1 $ 1.794 15.9 > 25 -$ 283,754 0.7 4.1%
Caso 2 $ 1.719 4.0 5.2 $ 1,186,846 2.3 23.9%
Caso 3 $ 1.812 6.9 11.2 $ 234,238 1.4 13.7%
Caso 4 $ 1.841 9.2 18.3 $ 66,551 1.1 10.0%
Caso 5 $ 1.836 7.8 13.5 $ 304,761 1.3 12.1%
Caso 6 $ 1.901 8.9 17.1 $ 171,047 1.1 10.4%
Caso 7 $ 1.845 7.9 13.9 $ 276,190 1.2 11.9%
Caso 8 $ 2.056 10.8 >25 -$ 22,230 1.0 8.1%
Caso 9 $ 1.854 8.9 17.3 $ 135,059 1.1 10.3%
Caso 10 $ 1.754 8.2 15.0 $ 233,700 1.2 11.3%
Caso 11 $ 1.754 8.2 14.8 $ 335,869 1.2 11.4%
Caso 12 $ 2.064 11.2 > 25 -$ 63,976 1.0 7.7%
Caso 13 $ 1.957 6.6 10.4 $ 649,957 1.4 14.4%
Caso 14 $ 1.906 9.2 18.5 $ 121,153 1.1 9.9%
Caso 15 $ 2.089 7.4 12.4 $ 549,996 1.3 12.8%
Caso 16 $ 1.918 6.6 10.4 $ 577,058 1.4 14.5%
Caso 17 $ 2.098 6.6 10.4 $ 718,433 1.4 14.4%
33
3.2.2.3 Tarifa GDMTO
En la Tabla 15 se muestran el perfil de consumo anual de los 17 usuarios de Tarifa GDMTO.
Los usuarios fueron tomados de la Base de Datos de Usuarios y Consumo de Electricidad por
Municipio. Algunos fueron usuarios únicos, otros representan el promedio acumulado de los
usuarios de la ciudad seleccionada.
Al igual que para a tarifa anterior, en la evaluación de la rentabilidad para estos usuarios sólo
se considera el ahorro por el desplazo de la energía que aporta el SFV, ya que, los cargos
adicionales son los mismos antes y después de haber instalado un sistema.
Tabla 15. Perfil de consumo eléctrico de usuarios en Tarifa GDMTO
Localidad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Mexicali 3,713 3,653 3,512 4,404 4,696 5,497 6,836 7,813 7,748 6,346 5,422 5,422 65,060
La Paz 5,392 4,787 4,938 5,280 5,558 5,595 6,494 7,281 7,190 6,384 5,890 5,940 70,729
Aguascalientes 4,386 4,578 4,463 4,636 5,048 5,217 5,065 4,816 4,680 4,654 4,755 4,791 57,091
Morelia 4,964 5,158 5,424 5,452 5,503 5,915 5,578 5,386 5,417 5,389 5,419 5,419 65,023
Puebla 5,895 6,783 6,896 6,371 6,752 6,894 6,545 8,787 4,237 6,588 6,575 6,643 78,964
Acapulco 6,761 6,593 5,714 6,787 6,240 7,044 6,323 6,586 7,139 5,892 6,508 6,483 78,070
SLP 4,770 4,863 4,891 4,782 4,879 5,277 5,186 4,876 5,471 4,826 4,982 5,003 59,806
Saltillo 4,049 3,478 3,674 3,371 4,343 4,437 4,534 3,445 4,048 3,774 3,915 3,902 46,971
Guadalajara 5,405 5,773 5,786 6,009 6,501 6,850 6,067 6,548 5,822 5,983 6,075 6,141 72,961
Hermosillo 3,376 3,350 3,539 4,522 4,697 5,587 6,592 6,060 7,183 5,596 5,050 5,218 60,770
Chihuahua 3,681 3,110 3,261 4,340 4,436 3,447 4,605 4,333 3,714 4,094 3,902 3,924 46,849
Veracruz 6,761 6,593 5,714 6,787 6,240 7,044 6,323 6,586 7,139 5,892 6,508 6,483 78,070
Benito Juárez 5,605 4,862 5,175 5,148 5,349 6,229 6,155 6,075 6,318 5,462 5,638 5,641 67,657
Tapachula 5,712 7,826 6,606 8,494 9,335 5,989 5,464 5,990 6,230 5,835 6,748 6,852 81,081
Álvaro Obregón 7,501 7,522 7,754 7,240 7,759 8,404 7,924 7,874 7,020 8,512 7,751 7,776 93,039
Ecatepec
de Morelos 8,596 7,839 8,045 8,106 8,731 8,635 8,519 7,514 8,849 7,971 8,281 8,249 99,337
Tlalpan 9,265 9,517 10,073 9,452 10,602 10,516 10,018 9,658 8,762 10,436 9,830 9,830 117,959
En la Tabla 16 se muestran los parámetros particulares para cada uno de los usuarios evaluados.
Consumo eléctrico, el cargo variable por kWh consumido, los costos de inversión, de operación
y mantenimiento y del inversor, así como el factor de planta de la ciudad elegida.
34
Tabla 16. Parámetros de cálculo para usuarios de Tarifa GDMTO
Consumo
eléctrico
(kWh/año)
Cargo por
energía
($/kWh)
nov/2018
Costo de
inversión
total (MXN)
Costos de O
& M
(MXN/año)
Reposición
de inversor
Factor de
planta
global
Caso 1 65,060 0.747 $ 1,144,430 $ 11,444 $ 251,775 19.86%
Caso 2 70,729 2.543 $ 1,191,973 $ 11,920 $ 262,234 20.73%
Caso 3 57,091 1.659 $ 1,013,561 $ 10,136 $ 222,983 19.68%
Caso 4 65,023 1.502 $ 1,172,586 $ 11,726 $ 257,969 19.37%
Caso 5 78,964 1.638 $ 1,420,679 $ 14,207 $ 312,549 19.42%
Caso 6 78,070 1.358 $ 1,454,121 $ 14,541 $ 319,907 18.75%
Caso 7 59,806 1.458 $ 1,081,134 $ 10,811 $ 237,850 19.32%
Caso 8 46,971 1.359 $ 945,414 $ 9,454 $ 207,991 17.35%
Caso 9 72,961 1.529 $ 1,325,217 $ 13,252 $ 291,548 19.23%
Caso 10 60,770 1.399 $ 1,044,792 $ 10,448 $ 229,854 20.32%
Caso 11 46,849 1.331 $ 805,478 $ 8,055 $ 177,205 20.32%
Caso 12 78,070 1.429 $ 1,580,133 $ 15,801 $ 347,629 17.26%
Caso 13 67,657 1.817 $ 1,298,286 $ 12,983 $ 285,623 18.20%
Caso 14 81,081 1.372 $ 1,514,175 $ 15,142 $ 333,119 18.71%
Caso 15 93,039 1.722 $ 1,799,823 $ 17,998 $ 377,963 17.00%
Caso 16 99,337 1.682 $ 1,756,633 $ 17,566 $ 368,893 18.59%
Caso 17 117,959 1.738 $ 2,281,886 $ 22,819 $ 479,196 17.00%
En la Tabla 17 se muestran los resultados para cada caso evaluado de Tarifa GDMTO, de la
capacidad FV requerida, los montos equivalentes al cargo por la energía variable antes y
después de haber instalado el SFV, así como el ahorro por la energía que desplaza el SFV. Se
observa que la capacidad requerida para todos los casos es entre 23.7 kWp a 71.3 kWp a lo cual
se consideró un costo de inversión por unidad de capacidad, para los primeros 14 casos de 1,700
USD/kWp, y para los últimos tres casos de 1.600 USD/kWp.
35
Tabla 17. Resultados obtenidos para usuarios en Tarifa GDMTO
Capacidad
instalada
(kWp)
Producción
del SFV
(kWh/año)
Monto por cargo
de energía Sin
SFV ($/año)
Monto por cargo
de energía Con
SFV ($/año)
Ahorro por
energía que
desplaza el
SFV ($/año)
Caso 1 33.7 58,552 $48,641 $4,871 $43,770
Caso 2 35.1 63,637 $180,015 $18,065 $161,950
Caso 3 29.8 51,353 $94,794 $9,534 $85,260
Caso 4 34.5 58,458 $97,747 $9,872 $87,875
Caso 5 41.8 71,019 $129,452 $13,027 $116,425
Caso 6 42.8 70,195 $106,107 $10,708 $95,399
Caso 7 31.8 53,797 $87,270 $8,775 $78,495
Caso 8 27.8 42,211 $63,886 $6,475 $57,411
Caso 9 39.0 65,623 $111,651 $11,238 $100,413
Caso 10 30.7 54,677 $85,091 $8,538 $76,553
Caso 11 23.7 42,142 $62,408 $6,273 $56,135
Caso 12 46.5 70,271 $111,655 $11,168 $100,487
Caso 13 38.2 60,880 $123,036 $12,338 $110,698
Caso 14 44.5 72,928 $111,338 $11,189 $100,149
Caso 15 56.2 83,682 $160,213 $16,113 $144,100
Caso 16 54.9 89,332 $167,223 $16,846 $150,377
Caso 17 71.3 106,095 $205,183 $20,639 $184,544
En la Tabla 18 se muestran los indicadores de rentabilidad obtenidos, se puede observar que la
mayoría de los usuarios evaluados son rentables. Sólo los usuarios ubicados en Mexicali (Caso
1), Acapulco (Caso 6), Saltillo (Caso 8), Veracruz (Caso 12) y Tapachula (Caso 14) no son
económicamente viables bajo los parámetros del análisis. Sin embargo, sólo el Caso 2, ubicado
en La Paz reporta un PRS menor de 7 años.
36
Tabla 18. Indicadores de rentabilidad para usuarios en Tarifa GDMTO
Costo
Nivelado de
Energía
Período de
recuperación
simple
(años)
Período de
recuperación
descontado
(años)
Valor
presente
neto
Relación
B/C
Tasa
interna de
retorno
Caso 1 $1.794 19.6 > 25 -$405,177 0.6 2.1%
Caso 2 $1.719 5.2 7.3 $937,143 1.8 18.6%
Caso 3 $1.812 8.5 15.7 $184,242 1.2 11.0%
Caso 4 $1.841 9.5 19.9 $87,440 1.1 9.5%
Caso 5 $1.836 8.7 16.5 $222,256 1.2 10.7%
Caso 6 $1.901 11.0 > 25 -$50,113 1.0 7.9%
Caso 7 $1.845 9.9 21.5 $51,111 1.0 9.1%
Caso 8 $2.056 11.9 > 25 -$86,475 0.9 7.0%
Caso 9 $1.854 9.4 19.5 $111,676 1.1 9.6%
Caso 10 $1.754 9.8 21.0 $57,527 1.1 9.2%
Caso 11 $1.754 10.3 23.9 $10,685 1.0 8.6%
Caso 12 $2.064 10.7 > 25 -$91,596 0.9 7.5%
Caso 13 $1.957 8.3 15.3 $253,358 1.2 11.2%
Caso 14 $1.906 10.9 > 25 -$42,734 1.0 8.0%
Caso 15 $1.966 8.9 17.3 $241,903 1.1 10.4%
Caso 16 $1.797 8.3 15.1 $349,806 1.2 11.2%
Caso 17 $1.966 8.8 16.9 $328,276 1.1 10.5%
3.3 Análisis de sensibilidad
En esta sección se lleva a cabo un análisis de sensibilidad de los parámetros que más impactan
en la rentabilidad de proyectos FV. Los casos de estudio para este análisis fueron tomados de
los usuarios evaluados en la sección 3.2., seleccionándose un caso por tarifa evaluada: PDBT,
GDBT y GDMTO.
Para evaluar el impacto de sensibilidad del proyecto, se consideró la relación beneficio costo,
ya que, al variar la tasa de descuento, el periodo de recuperación simple de un proyecto no se
impacta debido a que este indicador no considera el valor del dinero en el tiempo.
37
3.3.1 Parámetros de mayor impacto en rentabilidad de proyectos FV
Los parámetros considerados como de mayor impacto en la rentabilidad de un proyecto FV son:
el costo de inversión, la tasa de descuento y el factor de escalamiento sobre el cargo variable
de la energía.
Para el análisis se variaron los tres parámetros de forma independiente, manteniendo constantes
los demás.
Costo de inversión. La variación en este parámetro fue entre 1,300 a 2,100 USD/kWp,
dependiendo de la capacidad del proyecto FV.
Tasa de descuento. La variación de este parámetro fue de 8.5% a 12.5%. La decisión de sólo
considerar variación a la baja se debe a dos situaciones. (1) Algunos financiamientos de apoyo
para la Tecnología FV fijan como máximo una tasa de interés nominal de 14.5%, y (2) Para
mostrar el nivel de rentabilidad del sistema FV a los usuarios que no requieren de
financiamiento.
Factor de escalamiento anual sobre el cargo variable de la energía. Se consideró importante
evaluar el impacto de este parámetro sobre la rentabilidad del proyecto FV, por la actual
incertidumbre en los cargos por tarifa y por la evolución que tuvieron en el año 2018, donde se
manifestaron incrementos hasta por más de 50% para algunas tarifas. La variación de este
parámetro se consideró al alza, entre 0.0% y 8.0%.
3.3.2 Selección de usuarios para el análisis de sensibilidad
Los usuarios seleccionados para plantear los tres Proyectos FV por tarifa evaluada fueron los
siguientes:
• Caso 8 Saltillo, Coah. PDBT
• Caso 4 Morelia, Mich. GDBT
• Caso 12 Veracruz, Ver. GDMTO
En la Tabla 19 se muestra la información base de los tres usuarios seleccionados.
Tabla 19. Información básica de usuarios seleccionados para el análisis de sensibilidad
Parámetro Caso 8 - PDBT Caso 4 - GDBT Caso 12- GDMTO
Costo de inversión capacidad (USD/kWp) 1,800 1,700 1,600
Capacidad instalada (kWp) 2.0 18.0 46.5
Período de recuperación simple (años) 4.5 9.2 10.7
Relación beneficio costo (RBC) 2.0 1.1 0.9
38
3.3.3 Análisis de sensibilidad para usuario de Tarifa PDBT
(a) Variación del costo de inversión:
Los resultados del impacto que causa el costo de inversión sobre el Proyecto FV en Tarifa
PDBT se muestran en la Figura 20. En el gráfico se observa que el proyecto es rentable aún en
el escenario más crítico, reporta una RBC de 1.77 y un PRS de 5.2 años.
Figura 20. Impacto del costo de inversión sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa PDBT.
(b) Variación de la tasa de descuento:
En la Figura 21 se muestran los resultados del impacto sobre el proyecto FV en Tarifa PDBT.
Los resultados muestran el nivel de rentabilidad con tasa de descuento más bajas.
Figura 21. Impacto de la tasa de descuento sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa PDBT
39
Se puede observar en la Figura 21 que al variar la tasa de descuento el PRS es prácticamente el mismo
para todos los casos.
(c) Factor de escalamiento anual sobre el cargo variable de la energía:
En la figura 22 se muestran los resultados del impacto del parámetro en el Proyecto FV en
Tarifa PDBT. En el gráfico se observa el nivel de rentabilidad que puede alcanzar el proyecto
con incrementos moderados del cargo por la energía.
Figura 22. Impacto del incremento del cargo variable de energía sobre la RBC para el proyecto FV en
Tarifa PDBT
3.3.4 Análisis de sensibilidad para usuario de Tarifa GDBT
(a) Variación en el costo de inversión:
Los resultados se muestran en la Figura 23. El comportamiento es obvio, entre menor sea el
costo de inversión, la rentabilidad también aumenta. Este análisis también muestra que el
período de recuperación de la inversión es mayor de 7 años bajo los parámetros de la
simulación.
40
Figura 23. Impacto del costo de inversión sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDBT
(b) Variación de la tasa de descuento:
Los resultados mostrados en la Figura 24 revelan que el proyecto es rentable, reportan una RBC
mayor que uno.
Figura 24. Impacto de la tasa de descuento sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDBT
Se observa que, al variar la tasa de descuento, el PRS prácticamente se mantiene constante.
41
(c) Factor de escalamiento anual sobre el cargo variable de la energía:
En la Figura 25 se muestran los resultados para el proyecto en tarifa GDBT. La RBC muestra
que el proyecto es rentable a partir de que el incremento anual sobre el cargo de la energía es
2%. Para el caso que no haya incremento en el cargo de la energía está un poco comprometida
la rentabilidad.
Figura 25. Impacto del incremento del cargo variable de energía sobre la RBC para el proyecto FV en
Tarifa GDBT
3.3.5 Análisis de sensibilidad para usuarios de Tarifa GDMTO
(a) Variación en costo de inversión:
Los resultados del impacto del parámetro en el Proyecto FV de Tarifa GDMTO se muestran en
la Figura 26. El proyecto evaluado muestra que con cualquier aumento en el costo de inversión
el proyecto es menos viable, la RBC arroja valores menores de 1.0. Para cuando el costo de
inversión se reduce a 1,500 USD/kWp, la RBC alcanza el valor de rentabilidad. Reportando
para el mejor de los escenarios un PRS de 8.6 años. Para alcanzar un nivel de rentabilidad donde
el PRS sea menor de 7 años, el costo de inversión debe ser menor de 1,000 USD/ KWp.
42
Figura 26. Impacto del costo de inversión sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDMTO
(b) Variación en la tasa de descuento
Los resultados mostrados en la Figura 27 para el Proyecto FV en Tarifa GDMTO revelan que
el proyecto empieza a ser rentable con una tasa de 12.5%.
Figura 27. Impacto de la tasa de descuento sobre la RBC para el proyecto FV en Tarifa GDMTO
Se observa que al disminuir la tasa de descuento favorece al proyecto, sin embargo, el PRS se
mantiene constante.
43
(c) Factor de escalamiento anual sobre el cargo variable de la energía:
En la Figura 28 se muestran los resultados para el proyecto en tarifa GDMTO. La RBC muestra
que el proyecto es rentable a partir de un 4.0 % de incremento en el cargo por la energía de la
tarifa. Sin embargo, el PRS que se reporta para el escenario más favorable es de 8.5 años.
Figura 28. Impacto del incremento del cargo variable de energía sobre la RBC para el proyecto FV en
Tarifa GDMTO
44
4. ESTRATEGIAS PARA IMPULSAR LA
IMPLEMENTACIÓN DE SFV-GD EN LAS
MiPyMEs
Del análisis de la información presentada en los anteriores capítulos, podemos concluir que en
el país se cuenta con un abundante recurso solar, se tiene acceso a una tecnología FV a precio
competitivo, y se han implementado programas de apoyo de financiamiento desde hace más de
una década. Asimismo, se tiene una gran cantidad de usuarios económicamente viables,
(450,000 usuarios en Tarifa DAC y más de 4 millones de usuarios en tarifas comerciales). En
pocas palabras, se tiene lo fundamental para impulsar el desarrollo masivo de proyectos FV en
todo lo largo y ancho del país.
Si se cuenta con lo fundamental para la implementación masiva de SFV-GD, se requiere poner
en práctica diversas estrategias que lo faciliten. Estas estrategias van desde la promoción hasta
el soporte financiero como se describe a continuación.
1. Promoción de la tecnología
El crecimiento de SFV-GD instalados a MiPyMEs, cuyos casos tengan el potencial de lograr
un alto índice de rentabilidad, presenta todavía un índice de penetración muy bajo, esto es, de
menos de 1% a finales del 2017. Resulta trascendente que este sector de usuarios sea atendido
con campañas sostenidas de promoción de la tecnología.
La promoción de la tecnología de SFV-GD pudiera ofrecerse de manera masiva, con apoyo
público y privado, a través de diversos medios como los siguientes:
▪ Anuncios en televisión en horarios pico
▪ Anuncios espectaculares en las grandes ciudades
▪ Campaña de promoción en medios electrónicos
▪ Campaña de promoción en redes sociales.
▪ Notas informativas en recibo de facturación eléctrica para los usuarios potenciales.
2. Transmitir confianza hacia la tecnología
Se requiere promover la alta calidad en los proveedores de la tecnología, considerando tanto el
uso de productos con las mayores certificaciones, como el logro de instalaciones confiables y
seguras.
Para ello, se recomienda el desarrollo de acciones por parte del sector oficial con las siguientes
directrices:
45
▪ La implementación en el corto plazo del esquema de Proveedor Confiable para
garantizar la proveeduría con calidad de la tecnología FV.
▪ El impulso de un plan de desarrollo de proveedores con apoyo de la Secretaría de
Economía y otras entidades de interés en el tema.
▪ La integración y compromiso del suministrador para la agilización de la interconexión
en todas las regiones del país.
3. Programas de financiamiento más accesibles
Los programas de financiamiento gubernamentales que se han implementado para apoyar
proyectos FV en generación distribuida, ofrecen sus créditos con condiciones preferenciales.
Sin embargo, estas condiciones pueden ser mejoradas.
En este estudio, se identificó un nicho de mercado potencial de usuarios conectados en media
tensión a nivel nacional, cuya capacidad FV instalable con buenos índices de rentabilidad es
del orden de 10 GWp. Este nicho de mercado exhibe un potencial muy alto, ya que se pueden
lograr aplicaciones con alta rentabilidad, aunque será importante considerar que el Periodo de
Recuperación Simple es variable dependiendo de las características del proyecto, por lo que se
podrían considerar plazos más amplios para el pago de financiamientos.
4. Establecimiento de alianzas
El establecer alianzas estratégicas entre entidades –gobiernos, cámaras, asociaciones,
instituciones académicas, bancos, proveedores e integradores–, que puedan tener impacto
directo en el desarrollo del mercado FV, es una de las formas más efectivas de incrementar el
número de clientes y generar confianza en la tecnología.
Con las alianzas entre las entidades se pueden lograr varios beneficios, como:
- multiplicar los medios de promoción de la tecnología,
- ampliar la cobertura geográfica de proveeduría y servicios,
- insertar a un mayor número de instituciones financieras,
- integrar una red de conocimiento y buenas prácticas profesionales, y
- generar una mayor disponibilidad de recursos humanos capacitados.
46
5. CONCLUSIONES
La mayoría de los usuarios de las tarifas en Baja y Media Tensión son sujetos potenciales para
instalar SFV. Teóricamente, 59 GWp de capacidad fotovoltaica podrían ser instalados a más de
4 millones de usuarios MiPyMEs. Sin embargo, este potencial no es realmente viable, ya que
una gran cantidad no cuenta con el espacio para instalar SFV, y muchos de ellos operan en la
informalidad lo que los limita para que puedan ser sujetos de un financiamiento. Por lo que se
estima que la capacidad instalable para MiPyMEs se acerca a 10 GWp.
Todos los usuarios que están en Tarifa PDBT son económicamente viables, debido a que el
costo nivelado de energía del SFV es más bajo que el cargo por la energía que pagan.
Para el caso de los usuarios que pagan las Tarifas GDBT Y GDMTO, la mayoría son rentables
de acuerdo con los indicadores de rentabilidad, excepto para los casos estudiados en las
ciudades de Mexicali, Saltillo y Veracruz bajo los parámetros del análisis considerado. Sin
embargo, muchos de los proyectos evaluados reportan un PRS mayor de 7 años.
Desde el punto de vista económico, no se recomienda establecer a priori capacidades tipo
universalmente aplicables, ya que a cada perfil de consumo le corresponderá una capacidad
apropiada. Sin embargo, con base en los resultados del estudio se pueden delinear los siguientes
intervalos de capacidad FV requerida con mayor oportunidad de recuperación económica: para
proyectos en Tarifa PDBT entre 1 y 3 kWp, para la Tarifa GDBT y GDMTO entre 10 y 50 kWp
y para la Tarifa GDMTH entre 100 y 200 kWp
Los Proyectos FV que están instalados en un mismo sitio, pagan el mismo cargo por la energía
y tienen el mismo nivel de irradiación. Por lo tanto, la rentabilidad de un proyecto de 1 kWp y
otro de 10 kWp debe ser muy similar. Las diferencias pueden ocurrir por factores como, el tipo
de módulos utilizados, tipo de inversor, calidad de la instalación, y por economía de escala,
entre otros, pero dada una evaluación bajo los mismos criterios de equipo, la única diferencia
sería por la economía de escala.
Se pudo observar que muchos de los proyectos FV para usuarios de Tarifas GDBT y GDMTO
son rentables porque con los ahorros logran recuperar la inversión. El Periodo de Recuperación
Simple es variable dependiendo de las características del proyecto, por lo que se podrían
considerar plazos más amplios para el pago de financiamientos. En este sentido, no tendría por
qué negarse un préstamo para un SFV que es rentable siempre y cuando el usuario cuente con
los ingresos suficientes para cubrir el pago, sin tener que tomarlo del ahorro que genera el
desplazo de energía FV.
47
Referencias
[1] «Centrales Eléctricas de Generación Distribuida: Datos y Recursos,» [En línea]. Available:
https://datos.gob.mx/busca/dataset/centrales-electricas-de-generacion-distribuida.
[2] «Ley general de Cambio Climático, Última Reforma DOF 02-04-2015,» [En línea].
Available:
https://www.profepa.gob.mx/innovaportal/file/6583/1/ley_general_de_cambio_climatico.pdf
[3] «Ley de la Industria Eléctrica, Nueva Ley DOF 11-08-2014.,» [En línea]. Available:
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LIElec_110814.pdf .
[4] «Ley de Transición Energética, Nueva Ley DOF 24-12-2015.,» [En línea]. Available:
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LTE.pdf .
[5] «Acuerdo por el que se emite el Manual de Interconexión de Centrales de Generación con
Capacidad menor a 0.5 MW, DOF: 15/12/2016.,» [En línea]. Available:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5465576&fecha=15/12/2016 .
[6] «Lineamientos que establecen los criterios para el otorgamiento de Certificados de Energías
Limpias y los requisitos para su adquisición. DOF: 31/10/2014.,» [En línea]. Available:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5366674&fecha=31/10/2014 .
[7] «Base de datos de Usuarios y Consumo de Electricidad por Municipio.,» [En línea].
Available: https://datos.gob.mx/busca/dataset/usuarios-y-consumo-de-electricidad-por-
municipio-2010-2017 .
[8] «Ley del Impuesto Sobre la Renta. Última reforma publicada en el Diario Oficial de la
Federación (DOF) 30-11-2016. Sección II de las inversiones, Artículo 34, fracción XIII.,» [En
línea]. Available: www.ordenjuridico.gob.mx/Documentos/Federal/wo25.doc.
[9] «Catálogo de NodosP, Sistema Eléctrico Nacional v219 02 12 (2),» [En línea]. Available:
https://www.cenace.gob.mx/paginas/publicas/mercadooperacion/nodosp.aspx.
[10] «Precios Marginales Locales,» [En línea]. Available:
https://www.cenace.gob.mx/SIM/VISTA/REPORTES/PreEnergiaSisMEM.aspx.
48
ANEXO I: Factores de planta para SFV de 100
ciudades
Localidad Entidad Factor de planta
promedio anual
Acapulco de Juárez Guerrero 18.8%
Aguascalientes Aguascalientes 19.7%
Ahome Sinaloa 22.3%
Apatzingán Michoacán de Ocampo 20.5%
Benito Juárez/Q Roo Quintana Roo 18.2%
Cajeme Sonora 22.7%
Campeche Campeche 18.4%
Cárdenas Tabasco 17.6%
Carmen Campeche 21.5%
Celaya Guanajuato 21.4%
Champotón Campeche 21.1%
Chihuahua Chihuahua 20.3%
Chilpancingo de los Bravo Guerrero 23.5%
Ciudad de México Distrito Federal 17.0%
Ciudad Madero Tamaulipas 17.0%
Ciudad Valles San Luis Potosí 16.8%
Coatzacoalcos Veracruz de Ignacio de la
Llave 17.5%
Colima Colima 17.7%
Cozumel Quintana Roo 17.5%
Cuauhtémoc/Chih. Chihuahua 23.0%
Cuautla/Mor Morelos 21.5%
Cuernavaca Morelos 18.7%
Culiacán Sinaloa 19.7%
Durango Durango 19.7%
Ecatepec de Morelos México 18.6%
Ensenada Baja California 21.8%
Fresnillo Zacatecas 21.9%
Gómez Palacio Durango 20.9%
Guadalajara Jalisco 19.2%
Guadalupe/NL Nuevo León 19.3%
Guadalupe/Zac Zacatecas 21.8%
Guanajuato Guanajuato 19.3%
Guaymas Sonora 22.8%
Hermosillo Sonora 20.3%
49
Localidad Entidad Factor de planta
promedio anual
Huamantla Tlaxcala 21.4%
Huejutla de Reyes Hidalgo 16.9%
Irapuato Guanajuato 21.8%
Jesús María/AGS Aguascalientes 19.5%
Jiutepec Morelos 21.3%
Juárez/Chih. Chihuahua 20.5%
Juchitán de Zaragoza Oaxaca 18.9%
La Paz/BCS Baja California Sur 20.7%
León Guanajuato 19.5%
Lerdo Durango 20.9%
Manzanillo Colima 20.2%
Matamoros Tamaulipas 17.6%
Mazatlán Sinaloa 20.9%
Mérida Yucatán 17.5%
Mexicali Baja California 19.9%
Monclova Coahuila de Zaragoza 20.5%
Monterrey Nuevo León 17.2%
Morelia Michoacán de Ocampo 19.4%
Naucalpan de Juárez México 18.9%
Nezahualcóyotl México 21.5%
Nogales Sonora 22.8%
Nuevo Laredo Tamaulipas 19.6%
Oaxaca de Juárez Oaxaca 18.8%
Orizaba Veracruz de Ignacio de la
Llave 19.3%
Othón P. Blanco Quintana Roo 20.3%
Pabellón de Arteaga Aguascalientes 21.6%
Pachuca de Soto Hidalgo 19.8%
Piedras Negras Coahuila de Zaragoza 19.7%
Poza Rica de Hidalgo Veracruz de Ignacio de la
Llave 15.8%
Puebla Puebla 19.4%
Puerto Vallarta Jalisco 20.3%
Querétaro Querétaro 19.6%
Reynosa Tamaulipas 18.1%
Rincón de Romos Aguascalientes 21.8%
Salamanca Guanajuato 21.7%
Salina Cruz Oaxaca 21.1%
Saltillo Coahuila de Zaragoza 19.0%
San Juan Bautista Tuxtepec Oaxaca 17.1%
50
Localidad Entidad Factor de planta
promedio anual
San Juan del Río/Qro Querétaro 21.9%
San Luis Potosí San Luis Potosí 19.3%
San Pablo del Monte Tlaxcala 21.2%
Santa María Huatulco Oaxaca 22.2%
Soledad de Graciano Sánchez San Luis Potosí 20.9%
Solidaridad Quintana Roo 18.0%
Tampico Tamaulipas 16.9%
Tapachula Chiapas 18.7%
Tehuacán Puebla 21.7%
Tepic Nayarit 18.4%
Teziutlán Puebla 18.9%
Tijuana Baja California 18.7%
Tizayuca Hidalgo 19.7%
Tlalnepantla México 18.8%
Tlaquepaque Jalisco 21.2%
Tlaxcala Tlaxcala 19.2%
Toluca México 18.0%
Torreón Coahuila de Zaragoza 18.6%
Tula de Allende Hidalgo 20.1%
Tulancingo de Bravo Hidalgo 21.2%
Tuxtla Gutiérrez Chiapas 18.7%
Uruapan Michoacán de Ocampo 22.1%
Valladolid Yucatán 19.3%
Veracruz Veracruz de Ignacio de la
Llave 17.3%
Victoria Tamaulipas 17.7%
Centro/Villahermosa Tabasco 18.4%
Xalapa Veracruz de Ignacio de la
Llave 14.4%
Xalisco Nayarit 20.8%
Zacatecas Zacatecas 20.0%
Zacatepec de Hidalgo Morelos 21.9%
Zamora Michoacán de Ocampo 22.0%
Zapopan Jalisco 21.1%
Zihuatanejo de Azueta Guerrero 20.6%
Zitácuaro Michoacán de Ocampo 18.8%
Fuente: Elaboración en el INEEL con información de las bases de datos Meteonorm, NASA y SIGER.
