Nuevas noticias acerca de Amparos, Apagones y Código de Red

Hoy damos la bienvenida editorial a Leopoldo A. Salinas, director de Desarrollo de Negocios de la firma Acclaim Energy, que en México opera desde sus oficinas centrales ubicadas en la ciudad de Monterrey, Nuevo León.

Leopoldo quien tiene en su haber casi dos décadas de trabajo permanente en el sector eléctrico nacional desde la mirada de la iniciativa privada es ingeniero mecánico-administrador y tiene una especialidad en Derecho Energético por la UDEM.

Ha participado desde el área contractual y de regulación en grupo Alfa, firma de la cual fue director de gestión de energía, posición en la que estuvo al frente en la administración de los PPA de las empresas del grupo regiomontano.

En cámaras industriales, Leopoldo fue integrante de la Comisión Técnica de la Confederación de Cámaras Industriales la CONCAMIN, y ha sido representante en las juntas directivas de la AME, entidad que aglutina a las empresas generadores de energía en México.

Aquí su primera colaboración editorial para esta propuesta informativa: “Nuevas Noticias Acerca de Amparos, Apagones y Código de Red”

En las últimas semanas han estado surgiendo nuevas noticias sobre algunos de los temas que podrían afectar en el corto plazo a los grandes consumidores de energía eléctrica en el país. Con el fin de mantenernos informados sobre los escenarios que se abren ante esta evolución, abordaremos la actualización de tres temas en particular:

• Los amparos interpuestos por los grandes generadores de energía ante la reforma propuesta por el ejecutivo a la Ley de la Industria Eléctrica
• El reporte presentado por la Comisión Federal de Electricidad por el mega apagón que sufrimos en diciembre de 2020, y finalmente
• Los posibles cambios al Código de Red al que están obligados a cumplir los usuarios conectados al Sistema Eléctrico de CFE

I. Amparos

Para ponerlos en contexto debemos saber que el pasado día 22 de julio, el Departamento de Estado norteamericano dio a conocer un reporte sobre el clima de inversión en México para 2021, en el que señaló que las políticas energéticas impulsadas por el gobierno federal “elevan el costo de hacer negocios en México ya que contribuyen a generar un clima de incertidumbre. Este último añade que los referidos cambios propuestos han llevado a empresas privadas generadoras de electricidad a presentar demandas en tribunales mexicanos y que incluso varias están considerando el arbitraje internacional.

En ese sentido, una muy buena cantidad de empresas del sector eléctrico, no solo de origen norteamericano o europeo, sino incluso nacionales, interpusieron amparos en contra de la publicación que se hizo en el Diario Oficial de la Federación del decreto de reforma a la Ley de la Industria Eléctrica (“LIE”) por resultar contraria a los principios de competencia, seguridad jurídica, libre concurrencia y la potencial afectación al medio ambiente.

Derivado de los juicios de amparo interpuestos, los jueces Juan Pablo Gómez Fierro y Rodrigo de la Peza decretaron diversas suspensiones definitivas con efectos generales.
Esto último significa que:
(i) Los efectos de la reforma se suspenden hasta en tanto no se resuelvan los juicios interpuestos en beneficio a cualquier entidad afectada, independientemente de que haya o no presentado un amparo, y
(ii) Se hizo general ya que, si se hubiera otorgado una suspensión definitiva con efectos particulares, se hubieran creado ventajas competitivas únicamente para quienes hubieran interpuesto el amparo.

En relación con lo anterior, el pasado día 1 de julio, el Segundo Tribunal Colegiado especializado en competencia económica, radiodifusión y telecomunicaciones, revocó la otorgada suspensión definitiva con efectos generales, para que dos semanas después, el día 15 de julio, el Primer Tribunal Colegiado especializado en competencia económica, radiodifusión y telecomunicaciones confirmara el criterio del Segundo Tribunal revocando la suspensión definitiva con efectos generales.

En este sentido, el Segundo Tribunal Colegiado determinó de igual forma que todas las suspensiones deberán ser revocadas, por lo que en los últimos días y en el transcurso de las siguientes semanas se continuará revocándose en cascada todas y cada una de las suspensiones generales.

La decisión tomada por los Tribunales en revocar las suspensiones generales no representa un fallo definitivo a favor o en contra del decreto de reforma. Es decir, lo único que definen los colegiados es que, debido a que los efectos de la reforma de la LIE resultan todavía inciertos y futuros, no es posible darle un trato generalizado. Esto significa que en caso de que exista una afectación individualizada, una vez que se conozca los textos que regularían la nueva relación, la entidad afectada deberá interponer el amparo correspondiente.

Habremos de recordar que los quejosos tienen dos momentos para interponer un amparo, 30 días después de la entrada en vigor de la reforma o bien 15 días después de la aplicación del primer acto de autoridad que implique una afectación directa a raíz de la nueva normativa emitida.

II. Apagón

Después de casi ocho meses del apagón de diciembre de 2020, se dio a conocer el reporte respectivo en el que, a juicio de un panel de expertos convocado por la empresa estatal y conformado por exempleados de la misma, se determinó que las irregularidades en la interconexión de una planta privada a la red de transmisión ocasionó los fallos en la red de protecciones, y que fueron la causa del mega apagón del 28 de diciembre del año pasado que afectó a más de 10 millones de mexicanos causado supuestamente por un incendio que causó la interrupción.

Como resultado de ese reporte CFE pidió a la Comisión Reguladora de Energía que no otorgue más permisos de generación para nuevas plantas eólicas o fotovoltaicas, suspenda los permisos y contratos de centrales eléctricas sin avances constructivos, diferir en el tiempo, con base en estudios de una planeación integral y factibilidad técnica, las nuevas solicitudes de permisos de generación en zonas sin capacidad de transmisión, también se identificarán las plantas generadoras intermitentes futuras, que causarían un riesgo a la confiabilidad, analizando su factibilidad técnica de interconexión, hasta que no impliquen riesgo para el Sistema Eléctrico Nacional y de todas las plantas generadoras autorizadas por la CRE, en especial las intermitentes que reducen la confiabilidad y que agudizarían el problema de balcanización de la Red Nacional de Transmisión, se exigirá cumplimiento del Código de Red vigente, evitando la interconexión de plantas intermitentes a futuro que no lo cumplan.

El término “balcanización de la red eléctrica” que CFE utilizó en su reporte, es en referencia al término geopolítico peyorativo usado originalmente para describir el proceso de fragmentación o división de una región o estado en partes o estados más pequeños que son, por lo general, mutuamente hostiles y no cooperan entre sí.

En este caso, CFE lo adaptó para hacer referencia a la acción reiterada de seccionar líneas de transmisión existentes e insertar centrales de generación a base de recursos intermitentes, considerando que las líneas de transmisión están diseñadas para transportar grandes bloques de potencia entre regiones. Queda concluir que esto provocaría mucha incertidumbre para la instalación de nuevas plantas de fuente renovable, ya que CFE podría tener la capacidad de decidir si abre espacio, o no, a nuevos competidores.

III. Código de Red

En algunos medios se señaló erróneamente que había una resolución que abroga la RES/151/2016 y que hace referencia al Código de Red que deberán cumplir los puntos de carga de los consumidores de energía conectados al Sistema Eléctrica Nacional, lo que ha generado confusión en muchos usuarios finales, hecho que fue abonado por algunas empresas que se dedican a vender equipos y que la están dando por definitiva erróneamente.

Al día de hoy la resolución 151/2016 que se publicó en el DOF en abril del 2016 sigue y seguirá vigente mientras no se publique en el Diario Oficial de la Federación una resolución nueva que la abrogue.

Actualmente se encuentra en proceso de consulta una revisión de este código de red en la CONAMER y ésta traería cambios para los puntos de carga conectados, pero esto aún no sucede.

Uno de los argumentos que se utiliza es que esta nueva resolución es sólo aplicable para centros de carga en media tensión que consuman más de 1 MW, lo cual es erróneo ya que todos los centros de carga conectados en media y alta tensión, independientemente de su nivel de consumo, deben de cumplir con el código de red tal como lo señala la resolución antes referida.

En la versión dos que actualmente se encuentra en consulta pública se señala que para los centros de carga en media tensión con consumo mayor a 1 MW, y de manera adicional a los parámetros ya mencionados en la resolución 151/2016, deberá evaluarse también el referente al factor de potencia. Este punto es muy importante, ya que el anteproyecto da por hecho que todos los centros de carga han cumplido con la resolución 151/2016 y que una vez que entre en vigor la versión dos de código de red, sólo los centros de carga en media tensión con consumo mayor a 1 MW deberán cumplir adicionalmente con el del factor de potencia, ya que se asume de que es el único parámetro que estaría pendiente por cumplimentar.

El anteproyecto no exime del cumplimiento a ningún centro de carga conectado en alta o media tensión, y no hace distinción por el nivel de consumo.
Como podrán haber notado, estos tres temas impactan significativamente a los grandes consumidores de energía eléctrica, ya sea de manera frontal o en forma indirecta, ya sea denostando la disponibilidad de energía eléctrica de fuente limpia competitiva para los consumidores, en la posible afectación a las tarifas eléctricas reguladas o en la necesidad de hacer inversiones en activos adicionales para cumplir con las nuevas normas.

En Acclaim Energy los podemos ayudar a enfrentar de una manera informada estos retos. Los invitamos a visitar nuestro podcast Enfoque en Energía para conocer más acerca del mercado eléctrico nacional.