México avanza hacia una nueva etapa en la política energética nacional con la implementación de una reforma que impacta en la generación distribuida. Entre los cambios más significativos se encuentra la eliminación del net metering y la elevación del umbral sin permisos de generación de 500 a 700 kilowatts.

La eliminación del net metering implica un rediseño integral de los sistemas fotovoltaicos, sobre todo para aquellos actores que apostaban por modelos de compensación energética basados en excedentes.“Lo que se elimina es el método uno a uno, en el que un megawatt inyectado equivalía a uno consumido posteriormente”, explicó Sofía Díaz Plascencia, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica.

Y advirtió: “A partir de ahora, los excedentes serán valorizados bajo un precio regulado que aún no ha sido publicado oficialmente. Todavía no se conocen ni la metodología ni las tarifas”.

Si bien no se conocen las tarifas,  apuntó que el valor proyectado será inferior al precio que pagan los usuarios por su consumo, lo que reduce considerablemente la rentabilidad de los sistemas. Este nuevo esquema obliga a dimensionar los proyectos fotovoltaicos de forma mucho más precisa. “Ya no vas a dimensionar para cubrir toda tu demanda, sino para evitar inyectar energía que no vas a consumir”, planteó Díaz Plascencia.

De esta manera, el diseño de los proyectos pasará a estar estrictamente ligado al perfil de consumo, con el objetivo de minimizar inyecciones no aprovechadas. “Eso genera una estabilidad al sistema, que es lo que se está buscando”, agregó.

En paralelo, la elevación del umbral de generación distribuida sin permiso, de 500 a 700 kilowatts, representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años. Sin embargo, Díaz Plascencia manifestó que, en base a conversaciones recientes que mantuvo con actores del mercado, aún no se está implementando y regresan las solicitudes a 500 kW.

El nuevo modelo también se vincula con un aspecto técnico clave: la capacidad de las redes. Según la especialista, la eliminación del net metering responde, en parte, al riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, particularmente en zonas con alta concentración de sistemas solares. “Proyectos de hasta 700 kW, sin control ni almacenamiento, ya representan una carga considerable para la red”, advirtió Díaz Plascencia. Por eso, las autoridades imponen nuevas obligaciones para proyectos de más de 20 MW, que deberán contar con sistemas de respaldo —como baterías— o pagar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) por garantizar su estabilidad operativa.

La insuficiencia de líneas de transmisión es uno de los principales problemas que enfrenta el país ya que genera congestión, dispara los precios de la energía y limita el desarrollo de nuevos proyectos renovables. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.

Pese a este panorama complejo, la especialista asegura que la generación distribuida seguirá creciendo, aunque con nuevas reglas de juego. “No se trata de instalar más, sino de instalar mejor”, resumió. En 2024 México sumó más de 1 GW en nuevas instalaciones de hasta 0,5 MW alcanzando los 4,4 GW, de acuerdo a cifras oficiales. Según Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”. El vicepresidente de la asociación asegura que, a pesar de que las cifras no se publicaro, el país ya contaría con 5.000 MW instalados hasta el primer semestre del 2025. Esa cifra equviale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Bajo este nuevo marco normativo, los proyectos deberán estar diseñados con una lógica de eficiencia y estabilidad. De cara al segundo semestre de 2025, el sector aguarda definiciones clave sobre las tarifas de inyección, la habilitación efectiva del umbral de 700 kW y la aplicación concreta de las leyes secundarias.