Por: Veronica Irastorza [1] Senior Managing Director de FTI Consulting
Esta medida, aunque busca mejorar la seguridad del sistema eléctrico, incrementa significativamente los costos de los proyectos y podría elevar las tarifas eléctricas para los mexicanos si se ve como una solución única, obligatoria. Es fundamental buscar el conjunto de alternativas más económicas y eficientes.
El balance entre oferta y demanda de energía es esencial para la operación estable de un sistema eléctrico. Algunas renovables, como la solar y la eólica, son intermitentes debido a la variabilidad climática, lo que exige contar con recursos flexibles y respaldo que puedan activarse rápidamente. Entre las opciones disponibles están las plantas térmicas que pueden variar su generación en poco tiempo, el almacenamiento hídrico, los SAEB, los esquemas de demanda flexible y la ampliación de redes. Cada recurso tiene sus costos y beneficios, y la clave está en encontrar una combinación que minimice los costos de energía para los consumidores y las finanzas públicas, mientras se alcanza la seguridad buscada.
La integración creciente de fuentes de energía renovables variables, como la solar y la eólica, caracterizadas por la naturaleza intermitente para generar electricidad, supone un reto para la estabilidad de la red. Los SAEB se están convirtiendo en componentes esenciales de los sistemas eléctricos modernos, aportando flexibilidad y resiliencia. México tiene aún una baja penetración de renovables intermitentes en comparación con otros países, que de acuerdo con la IEA, implicaría bajo impacto en la operación del sistema.[2]
En México, actualmente el 75% de la electricidad se genera mediante ciclos combinados y turbinas con flexibilidad para respaldar las renovables, que representan apenas el 10% de la generación total.[3] Diversos países han demostrado que es posible integrar mayores porcentajes de energías renovables sin comprometer la estabilidad del sistema eléctrico. Dinamarca, por ejemplo, genera el 67% de su electricidad con fuentes renovables, mientras que los combustibles fósiles representan solo el 11%.[4] En América Latina, Chile destaca con un 31% de renovables intermitentes en su matriz energética y solo recientemente, ha empezado a agregar SAEB.[5] De hecho, se espera que alcancen el 10% de la capacidad instalada en 2030.[6] Estos ejemplos indican que México, dados sus recursos naturales, tiene margen para aumentar su participación de energías renovables, aprendiendo de las experiencias y estrategias de otros países.
El crecimiento global de la capacidad renovable está ocurriendo a un ritmo acelerado. Según proyecciones, la capacidad instalada de energía renovable alcanzará los 9,700 GW en 2030, un incremento significativo respecto a los 4,200 GW registrados en 2023.[7] En México, se proyecta un incremento sustancial de la capacidad renovable intermitente para 2030, con un rango estimado entre 6.40 y 9.55 GW adicionales de proyectos privados, [8] lo que representaría un aumento de hasta un 65% respecto a la capacidad actual. [9]
Sin embargo, los lineamientos oficiales presentados preliminarmente sugieren que la nueva capacidad requeriría un almacenamiento obligatorio del 30% en SAEB, lo que aumentaría significativamente los costos de los proyectos y, en última instancia, provocaría un aumento de los precios de la electricidad.
Actualmente, los costos de los SAEB han disminuido, pero siguen siendo altos en comparación con otras fuentes. El costo nivelado de un sistema de baterías de 100 MW con 4 horas de capacidad varía entre $170 y $296 USD por MWh[10], frente a los $61 USD/MWh de la generación solar y los $76 USD/MWh del gas natural.[11] Es decir, en Mexico el costo de las renovables por MWh prácticamente se duplicaría.
Los SAEB han mostrado un crecimiento exponencial a nivel mundial. En 2023, la capacidad instalada se duplicó, con 42 GW adicionales, y se espera que en 2024 se sumen otros 57 GW. [12] Según la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés), se prevé que la capacidad de almacenamiento de energía con baterías alcanzará los 850 GW en 2030 y los 3,400 GW en 2050, lo que representa un aumento significativo respecto a los 90 GW registrados para 2023. [13] Esto sin embargo, sigue siendo limitado, representando 7% de la capacidad de generación que entro en operación en 2023.[14] Para 2030 se espera que por cada 5 MW de capacidad renovable intermitente, se agregue 1 MW de almacenamiento, cifra lejana al 30% propuesto en México.
México puede aprender valiosas lecciones de estos ejemplos mientras trabaja para aumentar la integración de las energías renovables en su red, ajustando su regulación para permitir la monetización de baterías, sin la necesidad de imponer obligaciones costosas y retribuyendo de manera justa a quienes provean servicios para la seguridad del sistema, incluyendo a la propia CFE.
En septiembre de 2024, la Comisión Reguladora de Energía de México emitió nuevas disposiciones para integrar sistemas de almacenamiento eléctrico. Este marco regulatorio busca aumentar la flexibilidad del sistema eléctrico nacional y permitir la adaptación a las fluctuaciones en la generación y demanda. Aunque representa un avance, el éxito de estas disposiciones dependerá de su implementación efectiva y de ajustes en las reglas del mercado eléctrico. Para lograr una integración eficiente, es necesario evaluar la viabilidad económica de los proyectos y fomentar modelos de negocio que permitan remunerar por capacidad y servicios a la red a quienes los provean, incluyendo a los SAEB.
México debe explorar la posibilidad de integrar baterías en los servicios de red, como la regulación de frecuencia, en lugar de limitarlas a proyectos específicos. En países como Estados Unidos, los SAEB se utilizan principalmente para la respuesta de frecuencia, ayudando a mantener la estabilidad de la red y prevenir apagones. En 2023, el 75% de la capacidad de almacenamiento en EE.UU. se destinó a esta aplicación.
El mercado eléctrico mexicano ya cuenta con mecanismos para garantizar la estabilidad y continuidad del suministro eléctrico (en particular pagos por servicios conexos y potencia), que pueden mejorarse. La obligatoriedad de instalar un 30% de respaldo en proyectos renovables podría ser prohibitiva y no ser la opción de menor costo para el sistema mexicano.
En conclusión, el almacenamiento de energía no debe ser visto como una solución única y obligatoria para la integración de renovables en México. Si bien las metas de integración de renovables planteadas son ambiciosas, imponer un almacenamiento obligatorio del 30% podría incrementar significativamente los costos de los proyectos y el costo de la electricidad. Es indispensable buscar un balance entre las diversas alternativas tecnológicas y económicas disponibles, mejorando los mecanismos existentes
[1] Las opiniones expresadas en este documento son solo de los autores.
[2] IEA, Status of Power System Transformation 2019, p.5.
[3] Estimación realizada para el periodo enero-septiembre de 2024. CENACE, Energía Generada por Tipo de Tecnología, https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/Reportes/EnergiaGeneradaTipoTec.aspx.
[4] IEA, Sources of Electricity Generation in Denmark, https://www.iea.org/countries/denmark/electricity
[5] Coordinador Eléctrico Nacional, Generación Eléctrica, https://www.coordinador.cl/operacion/graficos/operacion-real/generacion-real/.
[6] Boletín Generadoras de Chile, Septiembre 2024.
[7]IEA, Renovables 2024, https://iea.blob.core.windows.net/assets/45704c88-a7b0-4001-b319-c5fc45298e07/Renewables2024.pdf.
[8] Gobierno de México, Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, 6 de noviembre de 2024..
[9] La capacidad actual excluye a las hidroeléctricas. Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024.Hasta diciembre de 2023, la capacidad renovable (incluyendo hidroeléctrica) ascendió a 28,519 MW. Si se considera solo renovables intermitentes (sol y viento), esta ascendió a 14,492 MW.
[10] Lazard, Coste Nivelado de la Energía Junio 2024.
[11] Ibid.
[12] BloombergNEF, Energy Storage: 10 Things to Watch in 2024
[13] IEA, World Energy Outlook 2024, p.299
[14] Ibid.
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