El equipo dejó de ser el obstáculo
La encuesta de precios de baterías de iones de litio 2021 de BloombergNEF, publicada el 30 de noviembre de 2021, ubicó el precio promedio ponderado por volumen de los paquetes en USD 132 por kWh en dólares reales de 2021, 6% por debajo de los USD 140 por kWh de 2020. Los paquetes para vehículos eléctricos de batería se ubicaron en USD 118 por kWh y las celdas en USD 97 por kWh, y las celdas representaron alrededor del 82% del costo del paquete. Frente al punto de partida de esa misma encuesta, por encima de USD 1,200 por kWh en 2010, la caída es de 89% en términos reales.
Para un comprador industrial mexicano, la lectura útil de esa serie no es la caída acumulada. Es el 6%. Después de una década de descensos anuales de dos dígitos, la encuesta de 2021 registró la baja más lenta que BNEF había medido, y BNEF atribuyó la desaceleración al alza de los precios de las materias primas que se traslada al costo de las celdas. Quien construya un plan de capital suponiendo que esperar dos años reduce a la mitad el precio de una batería está extrapolando una curva que ya se dobló de forma visible.
Esto importa porque la restricción del almacenamiento en México se movió. El costo del equipo ya no es lo que detiene un proyecto. Lo que lo detiene es que la regulación mexicana casi no le da a una batería nada que vender y, mientras la Comisión Reguladora de Energía no lo cambie, los únicos proyectos de almacenamiento que conviene financiar en el país son aquellos cuyo retorno completo se ubica detrás del medidor del propio usuario.
La curva de costos, con su base explícita
Las cifras de precio de baterías se citan con descuido, y la diferencia entre unas y otras basta para cambiar una decisión de inversión. Conviene sostener tres distinciones. El precio de la celda no es el precio del paquete, y la brecha en la encuesta de 2021 fue de USD 97 contra USD 118 por kWh en aplicaciones de vehículos eléctricos. El precio del paquete no es el precio del sistema instalado de un proyecto estacionario, que suma inversores, contenedores, gestión térmica, protecciones, obra civil e interconexión, y que el promedio ponderado por vehículos de BNEF no pretende cubrir. Y un precio nominal no es un precio real, razón por la cual la encuesta expresa sus cifras en dólares reales de 2021.
La consecuencia práctica para una planta en México es que el costo entregado de un sistema detrás del medidor lo determinan sobre todo partidas que no bajan al ritmo de las celdas. Tableros de maniobra, transformadores, ingeniería y mano de obra de instalación son costos locales y, en 2021 y 2022, iban al alza. Esperaríamos que un proyecto evaluado hoy con un precio de celda en lugar de un costo instalado por kWh útil termine muy por encima del presupuesto, y el error se agrava cuando el sitio además requiere una modificación de servicio por parte de CFE Distribución.
Qué demostraron las subastas en México y qué dejaron de demostrar en 2018
México realizó tres subastas de largo plazo bajo el diseño de mercado establecido por la reforma de 2014, y sus resultados son la razón por la que al país se le sigue describiendo como un lugar natural para la generación renovable.
| Subasta | Resultados anunciados | Capacidad adjudicada |
|---|---|---|
| SLP-1/2015 | marzo de 2016 | 1,720 MW |
| SLP-1/2016 | septiembre de 2016 | aprox. 2,871 MW |
| SLP-1/2017 | 22 de noviembre de 2017 | 2,562 MW en 14 proyectos |
La tercera subasta adjudicó 1,323 MW de capacidad solar fotovoltaica en nueve plantas, 689 MW de eólica en cinco y 550 MW de gas natural en una. Su paquete más económico se asignó a un promedio de USD 20.57 por MWh en conjunto con un Certificado de Energía Limpia. Ese empaquetado importa. La oferta compra energía y un CEL de manera conjunta, de modo que citar la cifra como precio de energía a secas exagera qué tan barata resultó la electricidad por sí sola.
La oferta mínima histórica de esa subasta, de aproximadamente USD 17.7 por MWh más un CEL, se atribuye a Enel en toda la cobertura de la época, y las fuentes no coinciden en la tecnología. Reuters Events la reportó en noviembre de 2017 como un precio solar mínimo a nivel mundial. Energía Estratégica reportó USD 17.77 por MWh en eólica, obtenidos por Enel Rinnovabile para los proyectos Energía Limpia de Amistad 2 y 3 en Coahuila. Aquí no afirmamos ninguna de las dos atribuciones, porque lo que lo resolvería es el fallo oficial del CENACE para la SLP-1/2017 con la tabla de precio y tecnología por proyecto, y no hemos podido obtenerlo. El precio y la subasta están bien documentados. La tecnología no.
El hecho de mayor consecuencia es lo que ocurrió después. El CENACE suspendió la cuarta subasta de largo plazo el 3 de diciembre de 2018 y anunció su cancelación el 1 de febrero de 2019. No se ha celebrado ninguna otra subasta de largo plazo. El almacenamiento que llegue a construirse en México no se apoyará en una cartera adjudicada por subasta, lo que elimina el mecanismo que hizo financiable la primera ola de proyectos renovables.
La meta legal es de energía limpia, no de energía renovable
La meta de generación eléctrica de México la fija la Ley de Transición Energética, cuyo Transitorio Tercero exige una participación mínima de 35% de energías limpias en la generación eléctrica al 2024, con etapas intermedias de 25% al 2018 y 30% al 2021. La palabra importa. Energías limpias, según la definición del artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, es un concepto más amplio que el de renovables. Incluye la generación nuclear, la cogeneración eficiente que cumple los criterios de eficiencia de la CRE, las centrales térmicas con captura y almacenamiento geológico de carbono y varias rutas de residuos e hidrógeno.
De ahí se desprenden dos cosas para un comprador. La producción de Laguna Verde cuenta para la meta, por lo que el avance hacia 35% no mide el despliegue eólico y solar. Y una planta de cogeneración eficiente en un sitio industrial puede calificar como generación limpia bajo la misma definición, lo que la convierte en una alternativa vigente a una configuración de solar con almacenamiento en instalaciones con carga térmica constante. Quien compare rutas de descarbonización en México debería costear ambas.
Qué tendría que emitir la CRE para que el almacenamiento tenga mercado
Nombrar el instrumento es más útil que pronosticar cuántos aparecerán. Para que una batería en un sitio industrial o en la red obtenga ingresos de mercado en México, la CRE tendría que emitir disposiciones administrativas de carácter general que definan un sistema de almacenamiento de energía eléctrica, le asignen una clase de permiso y establezcan cómo se liquidan la energía tomada para cargar y la energía descargada. El CENACE tendría después que crear un producto de mercado correspondiente, sea en el mercado de balance o en servicios conexos, para que una batería tenga dónde ofertar y un precio liquidado con el cual se le pague.
Ninguno de los dos existía a mediados de 2022. Mientras ambos no existan, varias líneas de ingreso que aparecen de forma rutinaria en las propuestas de almacenamiento carecen de sustento legal en México. El pago por respuesta de frecuencia, los pagos de capacidad a una batería independiente y el arbitraje entre el Mercado del Día en Adelantado y el Mercado de Tiempo Real presuponen un papel de mercado que la regulación mexicana todavía no ha creado. Un director de finanzas que revise una propuesta de almacenamiento debería preguntar qué instrumento publicado de la CRE crea cada línea de ingreso, y eliminar toda línea cuya respuesta sea un pronóstico y no un documento.
Dónde está disponible el valor hoy
Si se descartan los ingresos no disponibles, por lo general queda un caso real. Detrás del medidor, una batería puede reducir el cargo mensual por capacidad de una cuenta GDMTH, DIST o DIT al recortar la demanda máxima del propio sitio, puede sostener la carga crítica de proceso durante una interrupción y puede soportar los eventos de tensión que disparan variadores y dañan motores. Nada de esto requiere una regla de mercado. Todo esto se puede medir con datos que la instalación ya tiene.
Junto con un arreglo en sitio, el almacenamiento también cambia lo que vale la generación. Bajo medición neta, el excedente solar se acumula como créditos contra el consumo futuro por hasta doce meses, conforme a la Resolución RES/142/2017 de la CRE (DOF, 7 de marzo de 2017), lo que reduce los cargos de energía pero no hace nada por un cargo por capacidad que se define después de la puesta del sol. El almacenamiento es lo que convierte un excedente de la tarde en una reducción del pico de la noche. Ese es el mecanismo específico por el cual el almacenamiento agrega valor a una instalación renovable en México, y conviene modelarlo antes de dimensionar el arreglo y no después.
El lado de política pública y de litio de esta cuestión, incluido lo que la reforma a la Ley Minera de abril de 2022 sí cambió y lo que no, lo abordamos por separado en nuestra nota sobre la política de litio y el vacío regulatorio del almacenamiento. La degradación sigue siendo la variable técnica abierta. La vida útil en ciclos garantizada y las garantías de energía acumulada varían mucho entre proveedores, y lo que leerá un financiador son los términos de la garantía, no la ficha técnica.
Dimensione un sistema de almacenamiento contra su propia carga, no contra un pronóstico de mercado
Mexico Energy Partners puede modelar generación solar en sitio con almacenamiento de energía para una instalación específica, dimensionando la batería contra los picos de demanda medidos e indicando el costo instalado por kWh útil en lugar de un precio de celda. La revisión inicial requiere doce meses de facturación de CFE con demanda por periodo, datos de intervalo en el medidor principal, un diagrama unifilar y una lista de cargas que no toleran una interrupción. Los resultados varían según la clase tarifaria, la región, el factor de carga y el perfil de consumo, y no puede confirmarse ningún rango de ahorro antes de revisar esos datos.
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