Reglas y tarifas propias
La discusión regulatoria se volvió más relevante desde que la Secretaría de Energía incorporó formalmente al almacenamiento dentro de la planeación eléctrica nacional. En el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2024-2028 se fijó una meta de 8,412 megawatts de capacidad instalada en sistemas de almacenamiento para fortalecer la confiabilidad del sistema, apoyar la integración de energías limpias y reducir emisiones.
Ese objetivo comenzó a aterrizarse el pasado 16 de abril con la publicación de las disposiciones administrativas de carácter general para almacenamiento, donde se establecieron los criterios bajo los cuales deberán integrarse estos sistemas, especialmente cuando estén asociados a centrales renovables.
Sin embargo, especialistas consideran que la regulación todavía mantiene a las baterías bajo una lógica centrada en generación eléctrica y no como una actividad con valor propio.
“Básicamente se trata de tener una tarifa especial para los sistemas de almacenamiento por su disponibilidad de entregar energía en cualquier momento que se requiera”, señaló Rosales.
Actualmente, explicó, los proyectos de almacenamiento deben participar en el mercado bajo esquemas similares a los de generación convencional, vendiendo energía cuando los precios son más altos, sin una remuneración diferenciada por la disponibilidad o velocidad de respuesta que ofrecen.
“Eso es lo que todavía no tenemos en la regulación específica, el almacenamiento tiene que jugar como si fuera generación, vende energía en un precio más alto”, destacó.
¿Puede el almacenamiento sustituir parte de la infraestructura pendiente?
La falta de tarifas específicas tiene consecuencias directas sobre la estructura financiera de los proyectos. Cuando el almacenamiento no puede monetizar sus servicios de forma independiente, los desarrolladores incorporan el costo completo de las baterías dentro de la inversión inicial de las centrales.
Ese mecanismo presiona el CAPEX de proyectos renovables justo cuando la política energética busca acelerar nuevas inversiones.
“En lugar de que sea un servicio que se paga directo porque tiene su propio giro, se tiene que meter en los costos y se tiene que cobrar. Debería ser un servicio adicional y tener su propia tarifa”, aseguró Rosales.
Además de responder a variaciones de demanda, los especialistas consideran que las baterías podrían ayudar a diferir inversiones en infraestructura eléctrica. Proyectos de transmisión suelen requerir entre cinco y ocho años para entrar en operación, mientras que sistemas de almacenamiento podrían utilizarse para gestionar contingencias o absorber picos temporales de consumo.
