El nuevo Reglamento del sector eléctrico redefine generación distribuida, autoconsumo, redes particulares y almacenamiento. Te explico cómo te afecta.
Lo nuevo en una frase
Generación distribuida sube a 0.7 MW; se formalizan redes particulares y venta a terceros en ciertos casos; el almacenamiento entra al juego del mercado; y nace la figura de Proyectos Estratégicos con trámites preferentes.
Contexto breve
El 3 de octubre se publicaron en el DOF los reglamentos que aterrizan la reforma eléctrica de marzo. Con ellos, SENER, CNE y CENACE detallan cómo se planea, genera, almacena y comercializa la electricidad en México. El objetivo oficial: seguridad, transición y orden operativo; la duda del mercado: ejecución y tiempos.
Generación distribuida: de 0.5 a 0.7 MW
El umbral para generadoras exentas pasa a 0.7 MW. Esto abre espacio a techos solares comerciales y pequeñas plantas on-site que antes quedaban cortas. Elisa Márquez —directiva del sector solar— ha dicho que el ajuste “por fin hace sentido para comercios grandes y parques industriales medianos”, aunque aún no es la “solución total” para industria intensiva. Para proyectos arriba de 0.7 MW, ya toca permiso de la CNE.
En corto
- Hasta 0.7 MW: exento de permiso; reglas técnicas aplicables.
- ≥0.7 MW: permiso de generación (autoconsumo o mercado).
- La inyección de excedentes del autoconsumo interconectado puede existir, con esquemas y metodologías que definirá la CNE.
Autoconsumo y redes particulares
La figura de autoconsumo sustituye al antiguo “abasto aislado” y se divide en:
- Aislado: consumo en sitio, sin interconexión.
- Interconectado: consumo en sitio con contrato de interconexión; se permite usar redes particulares dentro de un predio y —según casos— vender energía a un tercero dentro de esa misma red privada.
Para empresas con campus, parques industriales o cogeneración, esto habilita esquemas “behind the meter” más eficientes.
Almacenamiento: del piloto al tablero principal
Los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) dejan de ser “figurantes” y pasan a actor principal:
- Pueden asociarse a centrales, a centros de carga o funcionar como infraestructura del sistema.
- CENACE podrá contratarlos en emergencias y también en horizontes de corto a largo plazo.
- Vienen metodologías de operación, ofertas y reconocimiento de servicios conexos.
Traducción operativa: baterías para peak shaving, respaldo a renovables y fast-response en contingencias.
Demanda controlable: ahorrar por horario (y cobrar por hacerlo)
Se refuerza la Demanda Controlable: usuarios y representaciones pueden ofrecer reducciones temporales de consumo según horario, con reglas del CENACE y disposiciones de la CNE. Esto abre un campo para grandes usuarios, centros comerciales, data centers y electrolineras que quieran monetizar su flexibilidad.
Pequeños sistemas eléctricos de hasta 100 MW
Para regiones aisladas sin conexión permanente al SEN, se reconocen “pequeños sistemas eléctricos” con demanda tope de 100 MW. Es la puerta para soluciones insulares, mineras o turísticas con mezcla de solar, diésel y almacenamiento, reguladas bajo criterios particulares de confiabilidad y calidad.
Permisos, migración y lo que deben hacer los desarrolladores
- Proyectos Estratégicos: SENER podrá designarlos en generación, transmisión u otras áreas, con procesamientos preferentes.
- Migración: quienes venían del marco anterior deberán vigilar plazos de entrada en operación y evitar “migraciones parciales” (tienden a rechazarse).
- Checklist inmediato
- Definir si el proyecto cae en GD (≤0.7 MW), autoconsumo (≥0.7 MW) o mercado.
- Ver si requiere red particular y venta a tercero dentro del predio.
- Evaluar SAE por eficiencia y como hedge operativo.
- Preparar MIS/consulta social si aplica y plan de conexión con CFE/CENACE.
- Documentar elegibilidad a Demanda Controlable.
¿Qué cambia para usuarios grandes y pymes?
- Pymes con tarifa GDMTH: con 200–700 kW en techo y un banco de baterías pequeño, pueden bajar picos y facturas.
- Usuarios calificados (≥1 MW): combinan autoconsumo interconectado, compra en MEM y programas de flexibilidad; el SAE sirve para arbitraje horario.
- Parques industriales: campus microgrid con red particular + venta interna entre empresas del mismo predio, sujeto a reglas.
Ojo a los tiempos
Aunque el reglamento ya está vigente, faltan lineamientos finos (metodologías de CNE/CENACE para excedentes, SAE y flexibilidad). La ejecución real dependerá de esa letra chica y de capacidad técnica en campo. Rodolfo Rueda y Alejandro Marín (área regulatoria) apuntan que la oportunidad existe, pero el “cómo” será determinante para bancabilidad.
Posibles beneficios para usuarios residenciales
- Mayor facilidad para generación distribuida pequeña
Con el umbral exento elevado a 0.7 MW, muchos hogares —o conjuntos de viviendas— podrían generar sin tantos obstáculos regulatorios. Eso significa que la instalación de paneles solares + batería podría ser más accesible, sin necesidad de permisos engorrosos, en ciertos casos. - Reducción de picos y menor factura eléctrica
Si se instala almacenamiento, el hogar podría “aplanar” sus picos de consumo (usar batería cuando la tarifa es alta). También podrían participar en esquemas de demanda controlable, reduciendo consumo en horarios costosos. - Autonomía parcial en zonas aisladas o con mal servicio
En aquellas comunidades rurales o alejadas con problemas de suministro, la posibilidad de micro-redes o soluciones mixtas de generación + almacenamiento local puede aumentar confiabilidad y reducir apagones. - Exención de manifestación de impacto ambiental
Para proyectos de autoconsumo no interconectados menores a 20 MW, el reglamento prevé exentar la obligación de manifestación de impacto ambiental (MIA) en algunos casos. Eso reduce uno de los obstáculos burocráticos para instalar sistemas de energía local. - Justicia energética como principio
El reglamento incorpora el concepto de “justicia energética” como un principio estructurante, lo que sugiere que las autoridades deben considerar equidad, acceso y funcionalidad para poblaciones con menor capacidad.
Riesgos e impactos negativos para hogares
- Presión sobre subsidios y tarifas reguladas
Aunque la CFE seguirá garantizando tarifas reguladas para usuarios domésticos, podría haber tensiones presupuestales que lleven a ajustes en los subsidios, tarifas más complejas o recortes en apoyos. - Costos iniciales de instalación elevados
Aunque los marcos regulatorios se vuelvan más favorables, implementar paneles + baterías tiene un costo de capital que muchas familias no pueden asumir. Si los mecanismos de financiamiento, incentivos o esquemas de arrendamiento no se desarrollan bien, ese costo puede ser una barrera. - Incertidumbre en metodologías y reglas finas
Muchos detalles clave (cómo se valuará la energía excedente, esquemas de interconexión, criterios de participación en demanda controlable) aún están por definirse. Esa incertidumbre puede frenar inversiones residenciales hasta que las reglas sean claras. - Limitaciones en comercialización privada
En algunos borradores se planteaba que la venta de energía privada debía hacerse exclusivamente a la CFE, sin posibilidad de vender excedentes libremente al mercado u otros usuarios. Eso puede restringir el potencial de mercado entre vecinos o cooperativas. - Ubicación geográfica y red de distribución
En muchas zonas residenciales la infraestructura de distribución está vieja o saturada. Aunque el reglamento permite más generación distribuida, las redes locales podrían no soportar flujo bidireccional o conexiones nuevas sin mejoras costosas. - Efectos diferenciales para zonas rurales o remotas
Hogares en lugares alejados pueden beneficiarse menos si el costo de implementación es muy alto o si no se les da prioridad en apoyos o subsidios.
En resumen: lo que podría ganar, lo que podría perder
- Ganar: más opciones para generar electricidad propia, reducir facturas, tener energía de respaldo, participar en esquemas de flexibilidad.
- Perder: riesgo de que subsidios bajen, demora en que las reglas operen bien, costos iniciales altos, dependencia de la red local.
- Clave para éxito domiciliario: que existan apoyos financieros, incentivos, esquemas colectivos (agrupación de hogares) y metodologías claras de compensación de excedentes.