El pasado 7 de marzo de 2025, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo A/113/2024 por el que se emiten las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional (“DACG”), las cuales habían sido aprobadas por la Comisión Reguladora de Energía (“CRE”, ahora Comisión Nacional de Energía o “CNE”) desde el 30 de septiembre de 2024. Las DACG entraron en vigor al día siguiente de su publicación.

En estas DACG, la CRE estableció las diversas modalidades de los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (“SAE”), así como las condiciones y requisitos para su integración ordenada y económicamente viable al Sistema Eléctrico Nacional (“SEN”), permitiendo contrarrestar la variabilidad de las centrales eléctricas intermitentes y aprovechar los productos y servicios que aquellos sistemas pueden ofrecer.

Las cinco modalidades de SAE son las siguientes:

  • SAE-CE: SAE asociado exclusivamente a una central eléctrica intermitente (solar o eólica), existente o nueva, y que comparten el mismo punto de interconexión; llama la atención que esta definición excluya a centrales eléctricas no intermitentes.
  • SAE-CC: SAE asociado a un centro de carga, existente o nuevo, y que comparten el mismo punto de conexión, sin incluir una central eléctrica ni inyectar energía eléctrica al SEN.
  • SAE-AA: SAE asociado a una central eléctrica cuya generación se destina al abasto aislado (ahora denominado “autoconsumo”).
  • SAE-GE: SAE asociado a un generador exento.
  • SAE no Asociado: SAE a base de baterías no integrado a una central eléctrica o centro de carga. 

Las DACG contienen reglas sobre la procedencia de estudios de interconexión y conexión; las posibles ofertas de compraventa de energía eléctrica, potencia y productos asociados; la necesaria obtención o modificación de permisos de generación, y las sanciones aplicables. En general, los aspectos más destacados son los siguientes:

  • La CRE consideró que, si bien los SAE no constituyen una nueva actividad permisionada al amparo de la abrogada Ley de la Industria Eléctrica, su esquema de operación resulta equiparable a la actividad de generación ya que permite inyectar (y retirar) energía eléctrica.
  • Así, las modalidades SAE-CE, SAE-AA y SAE no Asociado tendrán el tratamiento regulatorio de una central eléctrica, por lo que requerirán de un permiso de generación por parte de la CNE, además de estudios de interconexión ante el Centro Nacional de Control de Energía (“CENACE”); asimismo, en ciertos casos que el SAE cargue de las redes del servicio público, se requerirán estudios de conexión.
  • Los SAE no Asociados podrán ser considerados como centrales eléctricas firmes para la acreditación de potencia, siempre y cuando cuenten con ciertas condiciones, incluyendo que puedan entregar la energía disponible de forma uniforme en un período de por lo menos tres horas consecutivas.
  • Para solicitar estudios de interconexión o conexión, se requiere presentar documentación sobre los SAE que detalle su tipo de tecnología, capacidad, energía disponible, potencia, tiempo de respuesta, velocidad de carga y descarga, vida útil, entre otros.
  • Los SAE, en sus diversas modalidades, podrán ofrecer los servicios conexos incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) como reservas de regulación secundaria, rodantes, operativas y suplementarias, así como los no incluidos en el MEM tales como arranque de emergencia, operación en isla, y soporte de tensión (potencia y reserva reactivas). 
  • Los SAE-CC no requieren permiso de generación, pero aquellos en media y alta tensión deben dar aviso a la CNE dentro de los 90 días hábiles posteriores a su instalación. Los que tengan participación en el MEM requerirán además estudios de conexión. La potencia del SAE-CC forma parte de la demanda contratada o demanda máxima del centro de carga, por lo que no se podrá retirar energía eléctrica del SEN en exceso de dicha demanda. 
  • Los SAE-GE no están regulados en estas DACG, las cuales solo indican que se instalarán conforme a lo establecido en la normatividad de generación distribuida, específicamente la de 2017 o aquella que la sustituya.

En principio, estas DACG son consistentes con lo dispuesto en la recién publicada Ley del Sector Eléctrico (“LSE”), la cual sustituyó hace algunas semanas a la Ley de la Industria Eléctrica; sin embargo, su publicación resultó sorpresiva unos días antes de que se extinguiera la CRE, por lo que no descartaríamos ajustes como parte de la implementación regulatoria de la LSE.

Las DACG incluyen un régimen transitorio para que la propia CNE y el CENACE realicen los cambios necesarios en los instrumentos aplicables, por ejemplo, los modelos de contrato de interconexión y de conexión en 180 días naturales; la metodología para dimensionar los SAE en centrales eléctricas intermitentes en 270 días naturales; y en un año, las adecuaciones a los sistemas del MEM y a la plataforma de solicitudes de interconexión y conexión.

Si bien las DACG no lo determinan expresamente, cualquier SAE que estuviera en operación antes de su entrada en vigor podrá continuar operando con normalidad y no podría ser sujeto a los nuevos requisitos relacionados con el aviso a la CNE y la necesidad de realizar estudios. Sin embargo, recomendamos analizar cuidadosamente cada caso en particular, para lo cual nos reiteramos a su disposición.