El cortar de tajo la posibilidad de ingresar nuevos permisionarios y nuevos centros de carga tendrá serios efectos ambientales, financieros y económicos que afectarán desproporcionadamente a los proyectos que utilizan como combustible para la generación de energía eléctrica biogases y gases de rellenos sanitario. En cuanto a emisiones de metano (CH4), el país se posiciona como uno de los principales contaminantes según cifras del último estudio auspiciado por la Global Methane Initiative. A 2020, seremos el décimo mayor contaminante de este gas, así como el décimo mayor contaminante de gases de efecto invernadero que no son dióxido de carbono (Non-CO2) en el área de ganadería y el sexto mayor contaminante en el área de rellenos sanitarios. (EPA, 2019) Estas últimas dos categorías, así como cualquiera que provenga de la descomposición de materia orgánica, son considerados como biogases. El biogás al contener un porcentaje importante de CH4, es una fuente calorífica que puede ser aprovechada de diversas maneras – directamente al ser quemado y aprovecharse térmicamente o indirectamente al utilizarse para la generación de energía eléctrica. México actualmente tiene una infraestructura de aprovechamiento de biogás y gases de relleno sanitario que pudiera parecer modesta a comparación de otros países pero que de cualquier manera aportan a la disminución de gases contribuyentes al efecto invernadero ya que aprovechan la molécula de CH4 en vez de liberarlas a la atmósfera. Tomando en cuenta que el aporte del CH4 al calentamiento global es de 25 veces más grande que el de una cantidad equivalente de CO2, es muy fácil ver el porqué es importante evitar su propagación. A finales de 2018, se estimaba a que el aprovechamiento de biogás en el país era de 114 millones de m3/año lo que equivalía a 109 GWh/año de energía eléctrica, todos bajo el esquema legado. (Gutiérrez, 2018) Sin embargo, el año pasado aumentó la capacidad instalada por 22.4 GWh/años adicionales lo que equivale a 6.7 millones de m3/año de CH4 menos en la atmósfera. Igualmente, esto bajo el esquema legado. (CRE, 2014) (Loza, 2019) Si bien es difícil el cuantificar los beneficios medioambientales que la mitigación de emisiones de estas fuentes ocasiona en el ambiente, es necesario expresarlo en términos monetarios. En la literatura especializada se habla del término “costo social del cambio climático” (CSCC) en el que se expresa la cantidad de ahorro debido a la mitigación o el costo que trae a un país cada tonelada de CO2 equivalente emitido a la atmósfera. (Irfan, 2018) Según la información del documento “Country-level social cost of carbon” de Ricke et al. México, en un escenario optimista, tiene un CSCC de aproximadamente 11.90 USD por tonelada de CO2 equivalente. A su vez se menciona que nuestra economía será desproporcionalmente afectada en una razón costo-aportación de 2:1, por el calentamiento global. (Ricke, Drouet, Caldeira, & Tavoni, 2018) En pocas palabras, la aportación que los proyectos legados de biogás en términos del CSCC sería de alrededor de 9.5 millones de USD/año (o 72.21 USD/MWhe) usando estimaciones del LFGE Calculator de la EPA. (EPA, 2020) Los proyectos a los que nos estamos refiriendo en el párrafo anterior, correrían un riesgo mayor si las modificaciones propuestas se hacen realidad. Esto debido a que en caso del cierre de los Centros de Carga o de la bancarrota los socios dados de alta en sus Títulos de Permiso éstos no podrán ser remplazados. Si actualmente no cuentan con contratos PPA con carga suficiente para compensar los puntos dados de baja, los proyectos pudieran dejar de ser rentables. Ahora bien, los proyectos con inversión en curso (es decir los que están en construcción) también verían su riesgo aumentado. En este caso se ve amplificado el problema debido a que no han iniciado operación, y con ello no han podido generar ingresos lo que asegura que no se recupere ni siquiera el coste de inversión inicial. Estos proyectos tuvieron sus inversiones aprobadas en situaciones muy diferentes de mercado. En primera instancia porque las reglas (léase las leyes) que regían a los autoabastos eran diferentes. Y segunda instancia y más importantemente, porque los costes nivelados de energía (LCOE), por sus siglas en inglés) para las diversas fuentes sustentables eran diferentes previo a la reforma. Valdría la pena recordar que el LCOE es una medida del costo promedio neto presente de la generación de energía eléctrica en una planta a través de su vida útil y pondera los costos de inversión y los costos de operación en un solo valor. (NREL, 2020) En la última década, el LCOE de tecnologías verdes ha decrecido a ritmos acelerados. Estas tecnologías y el decrecimiento del precio indican claramente que el costo contra el que el biogás tiene que competir ha bajado y lamentablemente el costo del biogás se ha mantenido básicamente sin cambio. Según el estudio de Kost et al., el LCOE de proyectos de biogás corre entre 110 y 170 USD por MWh mientras que los proyectos a grande escala del tipo solar fotovoltaico y eólicos terrestres corren entre 40 y 100 USD por MWh. (Kost, Shammugam, Jülch, Nguyen, & Schlegl, 2018) Esto era muy diferente a inicios de la década pasada. Usando datos de Lazard, durante la última década el precio del MWh de energía eólica terrestre bajó de 135 USD/MWh a 41 USD/MWh mientras que los proyectos solares masivos variaron desde 358 USD/MWh a 40 USD/MWh lo que equivale a un decrecimiento anual ponderado de 11% y 20% respectivamente. (Lazard, 2019) Si lo comparamos con la evolución del LCOE de proyectos de biogás lo que encontramos es apabullante ya que el costo en este tipo de proyectos decreció sólo un 2% anual ponderado. (IRENA, 2019) En palabras simples, la competencia era más cara y por ende el biogás resultaba una inversión más segura en 2010 y con ello exigía una rentabilidad más baja. Ahora el mercado es distinto. Se pudiera afirmar que la opción entonces sería migrar hacia el MEM, sin embargo, esto sería un suicidio financiero. Precisamente debido a la baja del LCOE de otras energías sustentables, el mercado eléctrico en México ha visto precios nodales cada vez más bajos. En febrero del 2020, el precio promedio nodal de la energía en el país era de 498 MXN/MWh lo que equivaldría a 25.54 USD/MWh. (Nexxus, 2020) Este valor no cubre el costo de la generación de biogás expuesto en el párrafo anterior. En realidad, este precio nodal está diseñado para cubrir la parte variable del costo de la generación energética. Es a través del pago de potencia que se debiera cubrir la parte fija del componente del costo de generación. Partiendo del precio neto de potencia del año 2019 que fue de 216,525 MXN/MW/año para la zona del Sistema Interconectado Nacional, esto equivaldría a sumarle alrededor de 1.50 USD/MWh al PML promedio actual. (CENACE, 2020) Para poder competir con los combustibles fósiles, las energías limpias además generan Certificados de Energía Limpias (CELs) un producto financiero que permite monetizar las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero hechas por las energías limpias. Sin embargo, debido a los cambios propuestos al marco jurídico de los CELs durante el año pasado hay incertidumbre en el mercado y los expertos señalan que el costo de estos pudiera llegar hasta 0 USD/MWh. (Aguilar, 2019) Esto dejaría la recaudación en el MEM para energías limpias de alrededor de 27 USD/MWh, lejos de los 110 USD/MWh que requieren los proyectos de biogás para recuperar su inversión. En cuanto a la posibilidad de acondicionar el biogás a tener la misma calidad del gas natural, lo que se conoce como gas natural renovable (GNR), ésta no pudiera ser opción ya que el país tiene una infraestructura de gas natural limitada y tendría que coincidir que estuviera a una distancia prudente de la fuente del biogás. Por ello, no habría manera que los proyectos en operación y en construcción actualmente bajo el esquema legado migren de mercado o de tecnología de aprovechamiento. Si partimos de los datos publicados por EPA, tan solo contando el gas de relleno sanitario que emite el país estamos produciendo alrededor de 332,500 NM3/h lo que pudiera equivaler a alrededor de 550 MW o 1860 MMBTU/h de capacidad instalada. En términos más tangibles, sería a reducir por 10.6 mil millones de litros el consumo de gasolina en México. (EPA, 2020) (EPA, 2019) Bibliografía Aguilar, E. (6 de Diciembre de 2019). Costos de la energía podrían subir este sexenio por cambio a CELs. Obtenido de El CEO. CENACE. (2020). Precio Neto de Potencia - Mercado para el Balance de Potencia - Año de Producción 2019. Centro Nacional de Control de Energía. CRE. (27 de Noviembre de 2014). gob.mx. Obtenido de Orden del Día - Sesión Ordinaria - Jueves 27 de Noviembre de 2014. CRE. (13 de Febrero de 2020). ACUERDO DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA POR EL QUE SE MODIFICAN LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL QUE ESTABLECEN LOS TÉRMINOS PARA SOLICITAR LA AUTORIZACIÓN PARA LA MODIFICACIÓN O TRANSFERENCIA DE PERMISOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA. Obtenido de CONAMER. EPA. (2019). Global Non CO2 Greenhouse Gas Emission Projections & Mitigations. Washington, DC: US. EPA. EPA. (06 de Marzo de 2020). 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