La industria fotovoltaica en México se encuentra expectante ante la publicación de la reglamentación secundaria de la nueva Ley del Sector Eléctrico, que establecerá los cimientos normativos para el desarrollo del mercado en los próximos años. Uno de los aspectos que más atención genera es la A, mecanismo mediante el cual el Estado definirá anualmente qué tipo de generación se instalará y en qué zonas del país.

“Hoy hay muchas expectativas. El sector necesita señales claras para tomar decisiones de inversión”, manifestó el vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), Gilberto Sánchez en diálogo con Energía Estratégica.

La ley establece que, durante los primeros cuatro meses del año, el Gobierno deberá publicar la planeación vinculante, identificando las zonas con necesidad de generación. Sin embargo, los desarrolladores temen que el retraso en estas definiciones genere un cuello de botella para los proyectos solares a gran escala.

“Lo complejo es que tú no puedes esperar a que te digan. En el momento en que te dicen, por condiciones de mercado, puede incrementarse el costo de la tierra”, advirtió el directivo.

Desde ANES explican que este nuevo enfoque regulatorio implica un cambio estructural en el modelo de desarrollo. Hasta ahora, eran los privados quienes elegían libremente dónde ubicar sus proyectos, basándose principalmente en el costo de generación y condiciones de radiación. Con la nueva normativa, será el Estado quien oriente la expansión de la matriz energética.

“Antes, a través de las subastas, cada quien hacía su propuesta de generación. Ahora será el Estado quien determine el lugar y el tipo de central eléctrica que se puede instalar”, señaló Sánchez. Este rediseño busca evitar desbalances territoriales, como los registrados en el pasado, donde ciertas regiones concentraban gran parte de la generación solar, mientras otras con alta demanda energética quedaban desatendidas. La planeación vinculante busca una matriz “más ecuánime”, aunque con desafíos de implementación.

“Si todos llegan a comprar tierras en la misma zona, se genera competencia, especulación y eso puede encarecer los proyectos”, indicó el vicepresidente de ANES.

Por ese motivo, algunos desarrolladores ya comenzaron a firmar contratos de arrendamiento en diversas regiones, anticipándose a los anuncios oficiales, con las expectativas de que sus predios coincidan con las zonas priorizadas. Esta dinámica puede generar presiones inflacionarias en el mercado de tierras e incertidumbre entre los inversionistas.

Al mismo tiempo, la industria solar celebra algunos avances de la nueva legislación, como el incremento del umbral de generación exenta de 500 a 700 kilowatts, lo que implica una mejora del 40%. También se valora positivamente la inclusión del concepto de autoconsumo, que reemplaza al más ambiguo abasto aislado.

Sánchez señala que el término autoconsumo es más apropiado y que esta claridad normativa será útil para fomentar nuevos proyectos desde los centros de carga.

En ese contexto, México se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”, con 5.000 megawatts instalados al primer semestre de 2025, una cifra que equivale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Este segmento es el que más creció en los últimos años, especialmente entre 2019 y 2021, pese a los desafíos políticos y técnicos que enfrentó el sector.

Una pieza clave para el desarrollo futuro será el almacenamiento de energía, que por primera vez fue reconocido como actividad regulada en la legislación. Este reconocimiento permitirá establecer reglas claras que brinden certidumbre a los inversionistas, en especial para proyectos que buscan entregar energía en momentos de mayor demanda.

“El almacenamiento va a dar flexibilidad operativa y robustez a los proyectos. Nos permite generar a una hora y entregar después”, sostuvo Sánchez.

La industria también observa con atención la evolución del esquema de medición neta, que hasta ahora permite inyectar energía a la red y usarla en un plazo de hasta 12 meses. Los últimos borradores regulatorios apuntan a acotar ese beneficio, obligando a liquidar los excedentes mes a mes, lo que impactaría la rentabilidad de los sistemas.

“Habrá que dimensionar mejor los proyectos. Si antes podías poner una central de 500 kilowatts, quizá ahora convenga una de 300 o acompañarla con almacenamiento”, planteó el directivo.

Esto abre además la puerta a una mayor diversificación en la base de usuarios, ya que proyectos de menor tamaño favorecen una mejor distribución de la capacidad de interconexión disponible en la red.

En cuanto al financiamiento, los contratos de compraventa de energía (PPA) siguen en auge. Según datos de ANES, aproximadamente 300 nuevos proyectos se incorporan cada año, de los cuales entre 200 y 250 se desarrollan bajo esquemas de PPA. La potencia instalada de estas centrales suele oscilar entre 450 y 500 kilowatts, lo que representa alrededor del 14% de la capacidad incorporada anualmente.

“Seguimos viendo fondos de inversión extranjeros que colocan dinero en México para financiar proyectos solares”, afirmó Sánchez, quien destaca que incluso con cambios en los esquemas de compensación, los proyectos siguen siendo atractivos en el mediano plazo.

Por otro lado, la eliminación de las subastas como mecanismo obligatorio de adquisición por parte de la empresa pública marca un cambio definitivo en la relación entre el Estado y los desarrolladores privados. Aunque es posible que nuevos actores —como suministradores calificados— impulsen sus propias convocatorias, la ley ya no contempla subastas como canal estructural de cobertura energética.

Ante este nuevo escenario, desde ANES hacen un llamado a la responsabilidad de todos los actores: “Todos debemos entender de qué forma participamos en el sistema eléctrico nacional. Como consumidores, como generadores o como integradores de proyectos”, concluyó Sánchez.