Una batería instalada en un sitio industrial en México en febrero de 2024 gana dinero en un solo lugar, que es el cargo por demanda del recibo de CFE. No tiene nada que vender en el mercado mayorista. A nuestro juicio, tras revisar el Diario Oficial, ninguna resolución de la CRE ni ningún acuerdo de la SENER vigentes a esa fecha establecieron el almacenamiento de electricidad como una actividad permitida por separado, con producto propio en el mercado eléctrico mayorista.

Eso acota la pregunta para un gerente de compras o para un director de finanzas de planta. El almacenamiento en México no es un activo con el cual operar en el mercado. Es equipo que modifica la forma de la curva de demanda de un sitio, y esa forma es lo que valoran los esquemas tarifarios de la CRE. El instrumento que rige es el Acuerdo A/058/2017 del 23 de noviembre de 2017, que fijó la metodología de las tarifas finales del suministro básico. Los esquemas tarifarios entraron en vigor el 1 de diciembre de 2017 conforme al Acuerdo A/061/2017 del 29 de noviembre de 2017.

La decisión es entonces aritmética, no estratégica. Identifique el pico de demanda que fijó la demanda facturable en cada uno de los últimos doce periodos de facturación, calcule lo que costaría reducirlo y compare esa cifra con el costo instalado de un sistema. Si el cargo por demanda representa una parte pequeña del recibo, ninguna batería va a arreglar el recibo. Lo que sigue es lo que permitían las reglas en febrero de 2024, qué cargo mueve la batería y qué dejan fuera las cifras de costo publicadas.

Qué permitían las reglas en febrero de 2024

Cuatro instrumentos definían el terreno, y ninguno se escribió para el almacenamiento.

El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, exime a la generación menor a 0.5 MW de requerir permiso de generación de la CRE. No exime nada más. Un sitio que combina una batería con un arreglo en azotea por debajo de ese umbral sigue firmando un contrato de interconexión con CFE Distribución y sigue necesitando las autorizaciones municipales de construcción y uso de suelo.

Esa interconexión se rige por las disposiciones de generación distribuida que la CRE emitió como RES/142/2017, publicadas en el DOF el 7 de marzo de 2017. Contemplan tres esquemas y ninguno más. Bajo medición neta, el esquema que usa prácticamente todo cliente de generación distribuida en México, el excedente se acredita contra consumo posterior y nunca se paga en efectivo, y el crédito no utilizado después de doce meses se liquida al precio marginal local. Bajo facturación neta, la energía inyectada se paga al precio marginal local del nodo, muy por debajo de la tarifa al usuario final. Bajo venta total, todo lo generado se vende y nada se autoconsume.

Una batería que nunca exporta es simplemente equipo del sitio. Sus obligaciones llegan por la vía del Código de Red, que la CRE reexpidió como RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y vigente a partir del 1 de enero de 2022, y que establece lo que un centro de carga debe a la red eléctrica en materia de calidad de la energía.

El acceso al mercado es una cuestión aparte, con sus propios umbrales. Registrarse como Usuario Calificado exige 1 MW de demanda máxima en un centro de carga durante los doce meses previos. Participar directamente en el MEM como participante del mercado exige 5 MW más 20 GWh al año, conforme al Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado emitido por la SENER y publicado en el DOF el 15 de julio de 2016. Cruzar cualquiera de los dos umbrales da acceso a suministro de energía en competencia. Ninguno crea un producto de almacenamiento que se pueda vender.

El cargo que en realidad ataca una batería

Conforme a la estructura tarifaria que estableció el A/058/2017, un sitio que demanda más de 25 kW en media tensión queda en GDMTO o, con medición horaria, en GDMTH. La GDMTH valora la energía por separado en los periodos base, intermedio y punta, y fija el cargo por capacidad sobre la demanda máxima coincidente con punta.

Una batería hace entonces dos cosas de magnitud desigual. Baja la demanda facturable si descarga a lo largo del periodo punta todos los meses sin falla, y ese es el efecto mayor. También mueve energía de un periodo más barato a uno más caro, y la ganancia ahí es la diferencia de precio multiplicada por los kilowatt hora desplazados, menos las pérdidas del ciclo completo. El proveedor del sistema debe declarar esas pérdidas en la cotización, y la cifra que hay que usar es la garantizada y no la de placa.

Lo que una batería no hace es reducir el consumo. Mueve kilowatt hora y pierde una fracción en el camino. Cualquier propuesta que muestre una caída del consumo del sitio está mostrando trabajos de eficiencia energética, y esos trabajos deberían presupuestarse por separado y realizarse primero. Expusimos la economía a nivel de sitio en el almacenamiento con baterías para plantas industriales, y la anatomía del propio cargo en una guía para reducir los cargos por demanda en GDMTH.

La solar, el almacenamiento y la cuestión de la exportación

Considere una planta con un arreglo en azotea y una batería, como ilustración y no como caso de estudio. El arreglo produciría a lo largo del mediodía. Cuando el pico propio de la planta ocurre al final de la tarde, dentro del periodo punta, el arreglo por sí solo no lo alcanzaría. Una batería cargada con el excedente del mediodía y descargada a lo largo de punta llevaría esa producción a la hora que fija el cargo por capacidad. El valor de hacerlo lo determina el perfil de demanda de la propia planta, y dos plantas con la misma tarifa en la misma ciudad pueden llegar a respuestas opuestas.

Aquí importa la cuestión de la exportación. Bajo medición neta, un kilowatt hora exportado regresa como crédito contra consumo posterior, de modo que exportar el excedente del mediodía y recuperarlo por la tarde es posible en el papel. Eso no hace nada por el cargo por capacidad, porque el crédito compensa energía y no demanda. Esa distinción es la razón por la que una batería existe en un sitio así.

Para un comprador con un contrato de suministro renovable, la misma lógica aplica al volumen contratado. El almacenamiento cambia la hora en que la generación contratada se consume en sitio, lo que eleva la proporción consumida en lugar de exportada. Tratamos la parte contractual en los contratos corporativos de compraventa de energía en México.

En materia de carbono, la SEMARNAT publica un factor de emisión anual para el Sistema Eléctrico Nacional. La energía desplazada de la red eléctrica lleva ese factor, y la energía perdida por la ineficiencia del ciclo completo también lo lleva.

Qué abarcan los precios que aparecen en los encabezados

BloombergNEF publicó su encuesta anual de precios de baterías el 26 de noviembre de 2023. El precio promedio ponderado por volumen del paquete de ion de litio fue de USD 139 por kWh en 2023, 14% menos que en 2022, con China en USD 126 por kWh, los precios de paquete de Estados Unidos 11% por encima de China y los precios europeos 20% por encima de China. BloombergNEF proyectó USD 133 por kWh para 2024 en dólares reales de 2023.

Esos son precios de paquete. Un sistema estacionario instalado en México es una cifra distinta. El gabinete, el inversor, las protecciones, el tablero de distribución, la obra civil, los controles, la puesta en marcha, el flete, el impuesto de importación y el IVA se suman por encima, y ninguno de esos conceptos aparece en la cifra de la encuesta. Use la serie para juzgar la dirección, no para construir un presupuesto, y tome una cotización cercana al precio de paquete como incompleta y no como competitiva.

La meta de energías limpias no crea demanda de almacenamiento

Los casos de negocio de almacenamiento con frecuencia se construyen sobre la meta de energías limpias de México, y esa meta no sostiene el argumento. La categoría de energías limpias en la legislación mexicana es más amplia que las renovables. Incluye la gran hidroeléctrica, la nuclear y la cogeneración eficiente. La meta legal de 35% de energías limpias para 2024 no es, por tanto, una meta de renovables, y cumplirla no requiere almacenamiento. Un comité de inversiones lo va a detectar.

Qué podría hacer que esta lectura sea incorrecta

Si la CRE emite un instrumento de almacenamiento con un producto de mercado definido, un sitio dimensionado solo para reducir el cargo por demanda podría terminar con un activo que pudo haber rendido más. El argumento en contra es que un ahorro en el cargo por demanda se puede medir en el siguiente recibo, mientras que un ingreso de mercado derivado de una regla que aún no se escribe, no. Dimensione para lo que hoy es facturable y deje holgura en el diseño eléctrico.

Segundo, un sitio cuyo pico lo fija un solo evento inamovible, el arranque de un horno o un banco de compresores que entra en conjunto, podría necesitar una batería tan grande que su costo supere el ahorro. Eso resulta más barato descubrirlo en los datos por intervalo que en una cotización.

Tercero, un sitio en GDMTO y no en GDMTH paga su cargo por demanda sobre la demanda máxima registrada en el mes de facturación, sin importar el periodo en que ocurrió. La regla de despacho cambia y el beneficio suele ser menor. Revise la tarifa del recibo antes de suponer que aplica la estrategia de punta.

Qué hacer antes de cotizar un sistema

Reúna los últimos doce recibos de CFE y registre tres datos de cada mes: la tarifa, la demanda facturable que se cobró y la energía consumida en cada periodo. Eso toma una tarde y decide si hay proyecto.

Después solicite al medidor los datos de demanda por intervalo, o instale monitoreo si el medidor no los proporciona. El recibo muestra el pico. Solo los datos por intervalo muestran cuánto duró y qué lo causó, y la duración es lo que define el tamaño de la batería en kilowatt hora y no en kilowatts.

Multiplique la reducción de demanda alcanzable en kW por el cargo por capacidad del recibo, anualícela, sume el arbitraje de energía y compare el resultado con una cotización de costo instalado y no con un precio de paquete. Cuando el resultado quede cerca, pruebe primero con la programación de cargas. No cuesta nada y muestra qué parte del pico era evitable sin equipo.

Dimensione una batería con base en su propio perfil de demanda

Envíe doce meses de recibos de CFE, la tarifa de la cuenta, los datos de demanda por intervalo si el medidor los proporciona y los detalles de cualquier sistema solar en sitio instalado o contratado. Mexico Energy Partners identificará el pico de demanda que fijó el cargo en cada mes, dimensionará la capacidad de batería necesaria para reducirlo y devolverá esa cifra comparada con el costo de un sistema instalado. Cuando el cargo por demanda represente una parte del recibo demasiado pequeña para que el almacenamiento resulte rentable, se lo diremos antes de contratar cualquier trabajo de diseño.

Solicite una revisión de factibilidad de almacenamiento

Fuentes

• Ley de la Industria Eléctrica, artículo 17, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014.
• CRE, RES/142/2017 sobre interconexión de generación distribuida, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017.
• CRE, RES/550/2021, Código de Red, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021, vigente el 1 de enero de 2022.
• Comisión Reguladora de Energía, memoria documental "Tarifas Finales del Suministro Básico", 31 de octubre de 2018, sobre el Acuerdo A/058/2017 del 23 de noviembre de 2017, que fijó la metodología tarifaria, y el Acuerdo A/061/2017 del 29 de noviembre de 2017, cuyos esquemas tarifarios entraron en vigor el 1 de diciembre de 2017. gob.mx
• SENER, Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, publicado en el DOF el 15 de julio de 2016.
• BloombergNEF, "Lithium-Ion Battery Pack Prices Hit Record Low of $139/kWh", 26 de noviembre de 2023. about.bnef.com