The Green Expo se realizó del 3 al 5 de septiembre de 2024 en el Centro Citibanamex de la Ciudad de México. Energía Hoy informó el 24 de agosto de 2024 que la trigésima primera edición reuniría a más de 400 empresas expositoras de 20 países, organizada por Informa Markets, con Aquatech Mexico e Intersolar Mexico en las mismas salas. Para un director de planta que recorría el piso de exhibición, la pregunta útil no era cuál producto se veía mejor. Era cuál de todo aquello podía comprarse, permisionarse y conectarse en México dentro del siguiente ejercicio presupuestal.
En las dos categorías que ocuparon más espacio de exhibición, la solar en techo y el almacenamiento con baterías, la respuesta en septiembre de 2024 la fijaba la regulación mexicana y no el equipo. Una central eléctrica por debajo de 0.5 MW se conecta bajo el régimen de generación distribuida. A partir de 0.5 MW requiere un permiso de la Comisión Reguladora de Energía. Y las disposiciones administrativas de carácter general que definirían cómo se integra un sistema de almacenamiento al Sistema Eléctrico Nacional seguían como anteproyecto en consulta pública.
Esos dos límites, y no la eficiencia del módulo ni la química de la celda, deciden qué puede llevar una planta en México a una ronda de cotización este trimestre. Lo que sigue precisa dónde está cada límite, cómo afecta el dimensionamiento del proyecto y cuál de las categorías presentes en ese piso de exhibición está lista para comprarse hoy.
El límite de 0.5 MW que dimensiona su techo
El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, exige un permiso de la CRE para las centrales eléctricas de 0.5 MW o más. Por debajo de ese umbral, una central se conecta como generación distribuida conforme a las disposiciones administrativas que la CRE emitió en la RES/142/2017, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017, que además establecieron los modelos de contrato y la metodología de contraprestación.
La diferencia entre ambas rutas es administrativa, no técnica. Por debajo de 0.5 MW se firma un contrato de interconexión con el distribuidor y se arranca. A partir de 0.5 MW se entra a un proceso de permisos con una solicitud, una revisión y un calendario que usted no controla. Una planta con 900 kW de techo aprovechable enfrenta entonces una decisión de diseño real, y la respuesta más económica pocas veces es el arreglo más grande.
Los datos de mercado muestran qué tan pocas instalaciones han cruzado esa línea. Cifras de la CRE reportadas por pv magazine México el 14 de marzo de 2024 ubicaron la generación distribuida en 3,361.69 MW repartidos en 411,085 contratos de interconexión al cierre de 2023, tras sumar 728.93 MW durante el año. Los sistemas fotovoltaicos representan 3,339.31 MW, es decir, 99.33% de la capacidad. Al dividir la capacidad entre el número de contratos, el sistema promedio ronda los 8.2 kW. Esa base es residencial y de comercio pequeño, y un arreglo industrial en el límite máximo de 0.5 MW se ubica en su extremo superior.
La consecuencia práctica para un fabricante es que la solar en techo bajo este régimen cubre una parte de la carga y no su totalidad. El dimensionamiento tiene que partir del perfil de carga y de la tarifa, no del área de techo disponible. Nuestra nota previa sobre las preguntas que hacen los compradores industriales acerca de la solar en techo detalla la documentación de interconexión.
La medición solo se justifica cuando mueve la demanda facturada
Varios expositores vendían monitoreo de consumo. En una tarifa de media tensión, el dinero no está en el consumo. CFE factura la GDMTH mediante siete conceptos y dos de ellos escalan con la demanda en kilowatts, no con los kilowatts hora. El cargo por capacidad se calcula sobre la demanda máxima medida en el periodo de punta. El cargo por distribución usa una fórmula construida a partir del consumo mensual, los días del periodo de facturación y el factor de carga. Marsam Solar expuso esa estructura el 1 de marzo de 2022.
La demanda contratada tampoco puede quedar por debajo de 60% de la carga total conectada, lo que limita cuánto puede una planta reducir su piso facturado solo por la vía contractual.
Un medidor que reporta los kilowatts hora ya consumidos no modifica ninguno de los dos cargos. Lo que sí los mueve es la medición por intervalos en el punto de facturación, un registro de qué máquinas operan al mismo tiempo durante la punta y una acción de control que desplace o retire una de ellas. Compre la medición por la curva de demanda, no por el total de consumo. El monitoreo continuo de energía justifica su costo en el renglón de kilowatts o no lo justifica en absoluto.
El almacenamiento se exhibió antes de que existiera la regla
Los sistemas de baterías tuvieron una presencia amplia en el piso de exhibición. La regla que rige cómo se incorporan a la red eléctrica todavía no existía. La CRE circuló a través de CONAMER, bajo el expediente 65/0006/060524, un anteproyecto de las disposiciones administrativas de carácter general para la integración de los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional. La Asociación Mexicana de Energía Solar presentó comentarios a ese anteproyecto el 10 de junio de 2024. El anteproyecto planteaba cinco modalidades de operación y hacía referencia a alrededor de 13,501 MW de capacidad de almacenamiento contemplados para el periodo de 2024 a 2038.
A la fecha de este artículo, las disposiciones no se habían publicado en el DOF. A nuestro juicio, eso parte en dos la pregunta sobre almacenamiento. Una batería operada por completo detrás del medidor para reducir la demanda medida bajo GDMTH no vende nada al mercado y se rige por el propio contrato de interconexión de la planta. Una batería destinada a obtener ingresos del Mercado Eléctrico Mayorista no tenía un cuerpo de reglas publicado bajo el cual obtener permiso. El primer caso se puede cotizar y modelar hoy. El segundo no puede sustentarse financieramente hasta que se publiquen las disposiciones.
Un comprador que reciba una cotización de baterías en la expo debería preguntar cuál de esos dos casos está cotizando el proveedor, y debería tratar cualquier renglón de ingresos de mercado en el modelo como no sustentado mientras la regla no exista. Nuestra visión sobre en qué punto se encuentra realmente el almacenamiento de energía en México expone los casos comerciales que superan esa prueba.
Por qué el contexto de política pública favorece comprar dentro de la planta
El PRODESEN 2024-2038 de la SENER ubicó la generación limpia en 24.3% de la generación total en 2023, frente a la participación de 35% que México tiene establecida en la legislación nacional y en su compromiso de París. El mismo documento identificó 25,251 MW de adiciones de capacidad requeridas entre 2024 y 2027, junto con 194 proyectos de transmisión de CFE y 5,719 km de línea planeados a 2030, sin ampliación para la Península de Yucatán. El IMCO publicó esa lectura el 6 de junio de 2024.
Frente a ese contexto, la brecha entre lo que el país necesita construir y lo que se está construyendo no es algo que una planta en lo individual pueda esperar a que se cierre. Los activos que un fabricante controla de manera directa, en su propio sitio y bajo su propio contrato de interconexión, son aquellos cuyo calendario fija el propio fabricante. Ese es el argumento a favor del arreglo de generación distribuida y de la batería detrás del medidor, y no depende de ningún pronóstico de política federal.
Qué cotizar ahora y qué dejar en pausa
De las reglas anteriores se desprenden cuatro acciones, y tres de ellas pueden iniciarse antes de la siguiente ronda de cotización.
- Dimensione toda propuesta de techo de forma explícita frente al umbral de 0.5 MW y pida al proveedor que cotice tanto un sistema que se mantenga dentro de ese umbral como la alternativa con permiso.
- Especifique medición de demanda por intervalos en el punto de facturación y exija al proveedor que muestre cuál cargo de la GDMTH reduce cada acción propuesta.
- Separe las cotizaciones de baterías entre reducción de demanda detrás del medidor y participación en el mercado, y descarte por ahora el renglón de ingresos de mercado.
- Detenga toda inversión en almacenamiento cuyo retorno dependa de vender servicios al Mercado Eléctrico Mayorista hasta que la CRE publique las disposiciones en el DOF.
Un proveedor que no pueda decir a cuál de esos cuatro casos sirve su producto en México está vendiendo una hoja de especificaciones y no un proyecto.
Lleve lo que se exhibió en ese piso a una ronda de cotización real
Mexico Energy Partners evalúa opciones de equipo y de proveedor contra el perfil de carga y la tarifa de una planta específica, verifica cuáles proveedores cuentan con entidad legal en México e inventario local, e indica cuáles opciones superan el umbral de periodo de recuperación de la planta. Para comenzar, envíe doce meses de recibos de CFE, la lista de carga conectada de la planta y el área de techo o de patio disponible. Confirmamos el alcance y los vacíos de información antes de iniciar cualquier trabajo. Use el formulario que aparece abajo para solicitar una evaluación de proveedores y tecnología para su planta.
Fuentes
- Energía Hoy, "Es THE GREEN EXPO 2024 la principal plataforma en tecnologías verdes", 24 de agosto de 2024. Trigésima primera edición, del 3 al 5 de septiembre de 2024 en el Centro Citibanamex, más de 400 empresas expositoras de 20 países, organizada por Informa Markets, en sede compartida con Aquatech Mexico e Intersolar Mexico.
- Ley de la Industria Eléctrica, Diario Oficial de la Federación, 11 de agosto de 2014. Artículo 17 sobre el requisito de permiso de la CRE para centrales de 0.5 MW o más.
- Comisión Reguladora de Energía, RES/142/2017, disposiciones administrativas de carácter general, modelos de contrato, metodología de contraprestación y especificaciones técnicas para la generación distribuida, Diario Oficial de la Federación, 7 de marzo de 2017.
- Estadísticas de generación distribuida de la CRE reportadas por pv magazine México, 14 de marzo de 2024. 3,361.69 MW en 411,085 contratos al cierre de 2023, 728.93 MW sumados durante 2023, capacidad fotovoltaica de 3,339.31 MW o 99.33% del total.
- Marsam Solar, "Tarifa GDMTH: qué es, cómo se cobra y cómo influye en tu empresa", 1 de marzo de 2022. Siete conceptos de facturación, cargo por capacidad sobre la demanda máxima en el periodo de punta, fórmula del cargo por distribución y el piso de 60% de demanda contratada.
- Asociación Mexicana de Energía Solar, comentarios presentados ante CONAMER al anteproyecto de disposiciones de la CRE para la integración de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, expediente 65/0006/060524, 10 de junio de 2024. Cinco modalidades de operación propuestas y alrededor de 13,501 MW de almacenamiento contemplados de 2024 a 2038.
- IMCO, análisis del PRODESEN 2024-2038, 6 de junio de 2024. Generación limpia en 24.3% del total en 2023 frente a la meta de 35%, 25,251 MW de adiciones requeridas de 2024 a 2027, 194 proyectos de transmisión de CFE y 5,719 km de línea planeados a 2030.