El esquema más implementado de generación distribuida en México sigue siendo la “medición neta con bolsa económica horaria”. Aunque no es el único, es el que mayor atractivo genera para el dimensionamiento de energía solar fotovoltaica con inyección a la red.
Aquel esquema está alineado a la RES 142 2017 que es la resolución por la cual la ahora extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE) había expedido las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs), los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales.
Las instalaciones de energía solar distribuida hasta 500 kW siguen enmarcándose principalmente en ese documento. Ahora bien, con la reforma constitucional de octubre de 2024 que está trayendo consigo muchos cambios en materia energética, la situación iría a cambiar y podría afectar negativamente al retorno económico de clientes industriales con tarifas GDMTH que pudieran optar por alternativas de generación solar distribuida.
¿Qué funciona hoy?
Al la fecha, con este esquema un sistema de energía solar logra compensar -mayormente o en su totalidad- el consumo base, intermedio y punta de un cliente industrial promedio gracias al neteo diario en bolsa de energía.
Veamos un ejemplo simulando un proyecto de 420 kW aplicando “medición neta con bolsa económica horaria” para un cliente industrial, tarifa GDMTH, con consumo de 746,645 kWh.
Cuando se realiza un análisis desde una perspectiva económica, la bolsa generada en hora intermedia, es decir ese sol extra del mediodía que no se consumió, se puede aplicar en el consumo de base y punta, al amanecer y anochecer.
De esta manera, se dimensiona el sistema para que el usuario genere durante todo el día lo que iría a consumir. Esto es importante y lleva a que el proyecto tenga el menor dólar por watt invertido, que a su vez repercute en un mejor ahorro real en facturación del cliente final.
¿Qué cambiaría?
Existe mucha incertidumbre sobre cómo serán las nuevas DACGs. Se especula que, ante el aumento de la capacidad límite de estos sistemas y la no retroactividad de la medida, los requerimientos irían a ser más rigurosos para un cliente industrial y primaría otro esquema de contraprestación para tarifas GDMTH en el mercado.
Ante la posibilidad de que el esquema que vaya a imponerse para conexiones futuras de este tipo de clientes industriales sea el de “medición neta con venta de excedentes” los dimensionamientos de los sistemas serían más retadores, ya que si el cálculo de excedentes iría a ser cada 12 meses como hasta este momento, repercutiría directamente en las compensaciones de los horarios base y punta diarios, perjudicando los indicadores que eran competitivos con bolsa de energía. Analicémoslo con un caso práctico.
Simulemos el mismo proyecto usado en el ejemplo anterior: sistema de 420 kW para un cliente GDMTH con un consumo de 746,645 kWh. Si comparamos uno y otro, la “medición neta con bolsa económica horaria” arrojó un Retorno de la Inversión (ROI) de 2.98 años y una Tasa Interna de Retorno (TIR) de 34.82%; mientras que con la “medición neta con venta de excedentes” que se muestra a continuación tendrá un ROI de 3.64 años y TIR de 28.68%.
Ahora bien, el análisis realizado mantiene como una constante en ambos casos un precio de generación solar exportada de $ 0.7 kWh. La diferencia entre un esquema y otro podría ser aún mayor, dependiendo el valor del Precio Marginal Local (PML) que se imponga para liquidar la venta de excedentes en el nuevo escenario.
En Sunwise ya puedes simular propuestas tanto en “medición neta con bolsa económica horaria” como en “medición neta con venta de excedentes”, editar el precio de energía a exportar para anticiparte a estos cambios y generar propuestas que contemplen todos los escenarios posibles que podrían llegar a darse el próximo año.
Otro detalle a considerar es que si la “medición neta con venta de excedentes” no permite compensar el consumo base y punta como se logra con la bolsa de energía bajo las reglas actuales, ya no se podrá amortizar el cargo por capacidad en su totalidad, lo que representa un 30% en promedio del recibo.
Si bien existen distintas estrategias para poder evitar dichos cargos, dependiendo de los consumos del servicio y la tecnología a emplear, con la “medición neta con venta de excedentes” se seguiría consumiendo en base y punta más de lo que se genera, sin compensar con la bolsa de energía, provocando un menor ahorro para el cliente.
¿Qué nos dejó el esquema actual?
La generación distribuida en México cobró fuerza impulsada por empresas de energía solar que vieron una oportunidad de negocios en un contexto político y regulatorio que brindaba claridad.
De apenas 32.73 MW que se registraron en 2014, el país superó los 4,447.92 MW de capacidad instalada en este segmento del mercado al cierre del 2024, principalmente con tecnología fotovoltaica según datos oficiales.
Solo en el último año se ejecutaron 1,086.22 MW provenientes de 106,934 contratos de interconexión, dando cuenta del interés de un gran volumen de usuarios finales en apostar por este tipo de alternativa de generación limpia y sostenible.
¿Qué hacer ante el nuevo escenario?
Si eres un instalador de energía solar, se recomienda transmitir el sentido de urgencia a los prospectos para que opten por contratar su solución de energía solar distribuida antes de final del año 2025, preferentemente.
Así podrás garantizar a tus clientes una propuesta eficaz y competitiva, que haga sentido económico al lograr un ahorro concreto, como el que se explicó en esta publicación.
Además te asegurarás de que el proyecto pueda solicitar su interconexión antes de que entren en vigor las nuevas reglas que ahora impactarían sobre instalaciones de hasta 700 kW de capacidad, que inyecten excedentes a la red.
Puedes compartir la siguiente publicación del blog de Sunwise a tus prospectos para que conozcan los principales beneficios de la energía solar distribuida y lo oportuno de confirmar un contrato cuanto antes:
Por qué es el mejor momento para invertir en energía solar
