Guía de regulación de BESS de México: Cómo elegir entre cinco modalidades de participación

El marco regulatorio del CNE de 16 de abril de 2026 remodela el mercado de almacenamiento de energía de México — Un plan práctico de cumplimiento y optimización de los ingresos para desarrolladores industriales y comerciales

El 16 de abril de 2026, la Comisión Nacional de Energía de México (CNE) publicó en el Boletín Oficial las Disposiciones Administrativas Generales para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional. Juntas con la Ley del Sector Eléctrico (LSE) y sus Reglamentos (RLSE), estas disposiciones constituyen el primer marco regulatorio integral que regula la integración, operación y participación en el mercado de los Sistemas de Almacenamiento de Energía de Baterías (BESS) en México..

Este hito regulatorio llega en un momento crítico. El documento de planificación PLADESE de México apunta a aproximadamente 6 GW de almacenamiento de energía con baterías para 2030, mientras que la primera gran licitación para energías renovables adjudicó 3,3 GW de energía renovable combinada con 1,5 GW de baterías.. La segunda convocatoria de proyectos estratégicos, lanzada en mayo de 2026, estableció un requisito de BESS independiente de 935 MW en siete áreas de control regionales, con la expectativa de que la mayoría de los proyectos proporcionen una duración de almacenamiento de tres horas.. Sin embargo, el marco regulatorio diseñado para desbloquear este canal de inversión llegó justo cuando las cadenas de suministro globales de equipos eléctricos de alta tensión están bajo su presión más intensa desde 2022..

Esta guía proporciona una análisis exhaustivo de las cinco modalidades de participación, sus vías de cumplimiento, estrategias de optimización de ingresos, requisitos de licitación y soluciones prácticas de implementación para desarrolladores, inversores y usuarios industriales que naveguen por el nuevo panorama de BESS de México.

Parte 1: Comprender el marco regulatorio — Las cinco modalidades de participación

1.1 Contexto regulatorio y arquitectura jurídica

Las Disposiciones Administrativas de Carácter General de la CNE establecen los requisitos que deben cumplir los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAEE) para integrarse en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), los servicios que pueden ofrecer, las modalidades de participación disponibles y las condiciones para la instalación agrupada..

El marco sustituye las disposiciones del Acuerdo A/113/2024, publicado el 7 de marzo de 2025, y opera de conformidad con la planificación vinculante, el control operativo del Centro Nacional de Control de la Energía (CENACE) y las Normas del Mercado Mayorista de la Energía Eléctrica (MEM)..

Una exigencia técnica fundamental se aplica en todas las modalidades: los SAI basados en electrónica de potencia que se inyectan en la Red Nacional de Transmisión (RNT) o en las Redes de Distribución General (RGD) deben implementar tecnología de formación de redes y presentar una solicitud de estudios de interconexión para la inyección y, en su caso, la conexión para la extracción de energía.. Cuando no exista una Norma Oficial Mexicana, se requiere el cumplimiento de las normas IEC 62619, IEC 62933-5-1/5-2, UL 1973 y UL 9540..

Estos estándares técnicos tienen implicaciones directas para la selección de equipos. Los proyectos de escala comercial que se conectan a nivel de transmisión deben utilizar inversores de generación de red capaces de proporcionar inercia sintética y apoyo de voltaje —una capacidad que distingue a las plataformas BESS avanzadas de los sistemas convencionales que se conectan a la red.

1.2 Las cinco modalidades de participación: una visión comparativa

Fuente: Disposiciones administrativas generales de la CNE, 16 de abril de 2026; análisis de DLA Piper; resumen de Greenberg Traurig

1.3 Profundidad: SAEE Asociado a las centrales eléctricas (SAEE-CE)

Esta modalidad es exclusiva de las plantas de energía renovable que cuentan con permisos de generación en virtud del programa Generación para el Mercado Eléctrico Mayorista.. El SAEE se considera parte integral de las instalaciones de la central eléctrica y, por lo tanto, no requiere una licencia de almacenamiento independiente.

Camino clave de cumplimiento:

• El sistema de almacenamiento debe estar incluido en el ámbito de aplicación de la licencia de generación existente de la planta.

• Los estudios de interconexión deben tener en cuenta el perfil combinado de generación y almacenamiento.

• El registro de la planta como participante en el mercado en CENACE abarca el activo de almacenamiento.

• La medición se realiza en el punto de interconexión de la planta.

Consideraciones estratégicas: Esta modalidad ofrece la vía de cumplimiento más rápida porque aprovecha la licencia de generación existente. Para los desarrolladores de energía renovable que cumplen con el requisito obligatorio de almacenamiento de 30% MW, SAEE-CE representa la vía de fricción regulatoria más baja. Los resultados de la licitación de diciembre de 2025 lo demostraron: todos los 3,3 GW de energía renovable adjudicados incorporaron BESS colindantes, con los dos proyectos más grandes —La Alegría (694,2 MW de energía solar + 177,6 MW de almacenamiento) y La Esperanza (350,7 MW de energía solar + 86,19 MW de almacenamiento)— estructurados bajo esta modalidad..

Para los desarrolladores que buscan una solución simplificada y prefabricada para proyectos de energía renovable y almacenamiento ubicados en el mismo lugar, El sistema de almacenamiento de energía en contenedores con refrigeración por aire MateSolar de 40 pies de largo y 1 MWh de capacidad Ofrece una configuración en contenedores que se puede implementar de forma paralela a las instalaciones solares, lo que permite una integración rápida en las estructuras de permisos de generación existentes. El diseño de refrigeración por aire simplifica la operación y el mantenimiento en las variadas zonas climáticas de México, al tiempo que mantiene la fiabilidad requerida para la generación renovable con capacidad de despacho.

1.4 Profundidad: SAEE Asociado a Centros de Carga (SAEE-CC)

Esta modalidad se aplica cuando un centro de carga integra un SAEE exclusivamente para satisfacer las necesidades de ese centro de carga.. Al igual que SAEE-CE, el sistema de almacenamiento se considera parte de las instalaciones del centro de carga y no requiere permiso de almacenamiento.

Camino clave de cumplimiento:

• La SAEE opera completamente al margen de la factura

• No se requiere solicitud de permiso de almacenamiento ante el CNE

• El acuerdo de interconexión existente del centro de carga cubre el activo de almacenamiento

• La medición se realiza en la entrada de servicio del centro de carga

Consideraciones estratégicas: Esta es la modalidad más común para aplicaciones comerciales e industriales (C&I), incluidas hoteles, complejos comerciales, parques industriales y instalaciones de fabricación. Los principales flujos de valor son la reducción de los cargos por demanda y la reducción de los picos de consumo, sin participación directa de la MEM. Sin embargo, el marco no prohíbe la participación en los mercados de capacidad mediante mecanismos de agregación que puedan surgir en virtud de regulaciones secundarias.

1.5 Deep Dive: SAEE Asociado al consumo propio (SAEE-Autoconsumo)

Esta modalidad se aplica a los usuarios que consumen la energía propia y a los titulares de permisos de generación en virtud del régimen de autoconsumo, ya sea aislados o interconectados.. Se aplica un umbral crítico: la SAEE puede instalarse sin permiso de almacenamiento siempre que la capacidad de la SAEE sea igual o inferior a la demanda del centro de consumo.

Camino clave de cumplimiento:

• La capacidad de SAEE no debe exceder la demanda del centro de consumo.

• Se requieren estudios de conexión a la red para los sistemas interconectados

• Se aplican las normas de venta de energía excedente según la modalidad específica de autoconsumo.

• Para sistemas de entre 0,7 MW y 20 MW, la Solución Única para el Autoconsumo ofrece un proceso acelerado.

El umbral de 0,7 MW es significativo: los proyectos con esta capacidad o superior se enuncran en el marco del Programa de Proyectos Estratégicos y pueden acceder a permisos acelerados que acortan el proceso de aprobación, que normalmente lleva de 12 a 24 meses..

Para instalaciones industriales en este rango de capacidades, El sistema solar híbrido comercial de MateSolar de 500 kW proporciona una solución solar + almacenamiento integrada diseñada específicamente para los grandes consumidores de energía eléctrica comerciales e industriales. La arquitectura híbrida permite optimizar la autoconsumo simultáneo y gestionar la demanda, con la flexibilidad de escalar la capacidad de almacenamiento hasta el umbral de consumo del centro de consumo sin tener que cumplir requisitos de permisos de almacenamiento.

1.6 Deep Dive: SAEE Asociado con la infraestructura de T&D (SAEE-RNT/RGD)

Esta modalidad abarca a SAEE integrada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como elemento de la infraestructura dedicada a la prestación de servicios públicos de transmisión o distribución.. Estos sistemas pueden ser trasladados a diferentes ubicaciones dentro del SEN cuando la planificación vinculante determine que ello es viable.

Esta modalidad está exclusivamente gestionada por CFE. Los desarrolladores privados no pueden implementar SAEE en esta categoría, aunque pueden participar a través de estructuras de colaboración con CFE en el marco de los Programas de Desarrollo Mixtos.

1.7 Deep Dive: SAEE no Asociado

Esta modalidad se aplica a SAEE integrados por una empresa de almacenamiento (almacenadora) que no forma parte de una central eléctrica, de un centro de carga o de una infraestructura de servicio público.. Estos sistemas pueden participar en el MEM como almacenador o ser representados por un generador o proveedor.

Camino clave de cumplimiento:

• Se requiere permiso de almacenamiento de la CNE

• La inscripción de los participantes en el mercado en CENACE es obligatoria.

• Umbral mínimo de capacidad de 0,7 MW para la participación de MEM

• Duración mínima de tres horas para la elegibilidad en el mercado de la capacidad

• Estudios de interconexión para inyección y conexión

Flujos de ingresos disponibles:

• Arbitraje energético en el Mercado Mayorista de la Energía Eléctrica (MEM)

• Servicios auxiliares (regulación de la frecuencia, apoyo de la tensión)

• Pagos del mercado de la capacidad

• Relaibilidad: el Mecanismo de Adquisición tiene un contrato con CENACE

Aurora Energy Research pronostica que se añadirán 3,8 GW de baterías en México en los próximos años, y que los servicios auxiliares desempeñarán un papel clave en la generación de ingresos de los BESS. El marco aprobado en abril de 2026 establece explícitamente que las baterías pueden generar ingresos a través del comercio al por mayor de energía, los servicios auxiliares y los mercados de capacidad.

Timbre crítico del mercado: La actual licitación de almacenamiento independiente —con una demanda de 935 MW distribuida en siete regiones— está reservada exclusivamente a las asociaciones con CFE.. Los desarrolladores independientes de BESS deberán asociarse con CFE en el marco de los programas de desarrollo mixtos o esperar a la próxima convocatoria de licitaciones para la instalación de almacenamiento no asociado fuera del marco de la asociación con CFE.

Parte 2: Arbitraje de pico-valles y gestión de la carga de demanda

2.1 Comprender la estructura de las tarifas de electricidad industriales en México

Los consumidores industriales de energía eléctrica de México enfrentan una de las estructuras tarifarias más complejas de América Latina. La factura industrial de CFE puede contener entre 12 y 18 líneas de cobro diferentes, con la media real de peso por kWh obtenida solo después de descomponer todas las componentes..

Los tres tipos de aranceles industriales más relevantes son:

Fuente: Programas tarifarios de CFE, 2026; análisis de Enerlogix

2.2 El verdadero coste de la demanda máxima

Cada componente de la factura de electricidad industrial es importante:

Carga energética (kWh): Calculado multiplicando el número de kWh consumidos en cada bloque horario por el precio del bloque correspondiente. En los tarifarios horarios (HM, GDMTH), los precios varían según la hora base, media y punta. Un ejemplo simplificado: una planta que consume 250.000 kWh/mes distribuidos en 120.000 kWh en base, 100.000 en media y 30.000 en punta —con precios de $1,20, $2,00 y $3,50 por kWh respectivamente— enfrenta una tarifa de energía de $674.000.

Carga de demanda (kW): Calculado multiplicando el máximo consumo en el periodo por el precio unitario de la tarifa de consumo. Es aquí donde la mayoría de las empresas pierden dinero sin darse cuenta: un inicio de actividad deficiente y mal coordinado en un momento de máxima demanda puede generar un consumo que se factura durante todo el mes. Si el consumo máximo mensual de una instalación era de 1.800 kW cuando la demanda operativa era de solo 1.200 kW, la instalación paga tarifas por el consumo de 600 kW de consumo fantasma..

Cargo por factor de potencia: Multa si el factor de potencia cae por debajo de 0,9, o bonificación si supera ciertos umbrales.

2.3 Volatilidad de los precios del mercado: el caso de la almacenaje

Los precios al por mayor de la energía en el principal mercado eléctrico de México mostraron una volatilidad extrema en 2025. Los precios alcanzaron su máximo entre abril y agosto, alcanzando una media de 1.112 pesos por megavatio-hora (US$63/MWh) en mayo. Los precios nocturnos de verano alcanzaron los US$90/MWh alrededor de las 9 p.m., mientras que los precios del mediodía descendieron a aproximadamente US$30/MWh.

Esta varianza —aproximadamente de US$60/MWh entre el punto más bajo del día y el máximo de la tarde— representa la oportunidad de arbitraje principal para los operadores de BESS. Admonitor describió el período de abril a agosto como una "ventana clave para la carga durante las horas más bajas y la descarga en momentos de máxima demanda".".

2.4 La sinergia entre el arbitraje y la gestión de la carga de demanda

La estrategia de control óptima de BESS para aplicaciones C&I debe abordar simultáneamente dos flujos de valor:

Máxima reducción de la carga de demanda mediante la depuración: El BESS se desconecta durante los períodos de máxima demanda de la instalación —normalmente entre las 18:00 y las 22:00 horas en los meses de verano— para reducir la lectura de la demanda máxima que determina la tarifa mensual de consumo.

Arbitraje energético para reducir la tarifa de energía: La BESS carga durante las horas básicas (períodos de bajo consumo, típicamente durante la noche y el mediodía) y descarga durante las horas pico, cuando los costos de energía son más altos.

La sinergia: Un único activo BESS puede captar ambos flujos de valor mediante el uso de un sofisticado sistema de gestión energética (EMS) que:

1. Proyecta el perfil de carga de la instalación basándose en datos históricos y los horarios de producción

2. Monitoriza los precios MEM en tiempo real para detectar señales de arbitraje

3. Coordenan el tiempo de descarga para capturar tanto los precios de la energía máxima como los períodos de máxima demanda

4. Reservas de carga suficiente para ambos usos

Para aplicaciones C&I que requieran este nivel de sofisticación en el control, El sistema de almacenamiento de energía en gabinete exterior refrigerado con líquido de MateSolar de 100 kW/232 kWh y 125 kW/261 kWh proporciona una solución compacta y basada en gabinete con un EMS integrado capaz de ejecutar estrategias de despacho multiobjetivo. La arquitectura de refrigeración líquida garantiza la estabilidad térmica en las exigentes condiciones ambientales de México, manteniendo al mismo tiempo una alta eficiencia de ida y vuelta —un factor crucial cuando cada punto porcentual de eficiencia se traduce directamente en margen de arbitraje.

2.5 Tabla: Análisis ilustrativo de los ahorros mensuales — BESS de 1 MW / 2 MWh en el Tarifa GDMTH

Nota: Las cifras ilustrativas se basan en las estructuras tarifarias de GDMTH. Las ahorros reales dependen del perfil de carga, la zona tarifaria y la optimización de la distribución. No incluyen los ingresos del mercado de la capacidad ni los de los servicios auxiliares.

Los nuevos Mecanismos de Adquisición de Fiabilidad, en vigor desde el 6 de abril de 2026, permiten a CENACE eludir el despacho económico de la energía cuando la fiabilidad del sistema esté en riesgo. CENACE puede activar estos mecanismos cuando detecta una capacidad de generación insuficiente o posibles fallas del sistema, lo que desencadena compras inmediatas de energía a precios que pueden exceder los niveles normales del mercado..

Las condiciones de activación incluyen la caída de los niveles de reserva operativa por debajo de los umbrales establecidos en el Código de Gráfico, la acumulación de interrupciones programadas y forzadas, las declaraciones de estado de operación de emergencia y los retrasos en la puesta en marcha de proyectos de generación o transmisión..

El impacto en los costos: Para los participantes en MEM y los Usuarios Calificados, las compras de emergencia se traducen en una volatilidad inminente en los Precios Marginales Locales (PML) y un aumento en los cargos adicionales del sistema. Diego Rasilla, Director de Asuntos Gubernamentales de Quartux, advierte que "si las grandes industrias no se protegen financieramente y técnicamente, terminarán pagando por su cuenta los sobrecostos prorrateados de estas adquisiciones de emergencia".

La solución BESS: El almacenamiento en el propio lugar transforma a los consumidores industriales de consumidores de precios en gestores de precios. Durante los eventos de adquisición de emergencia, una instalación con una capacidad suficiente de BESS puede:

• Descarrega la energía almacenada para cubrir las cargas críticas, evitando la exposición a precios de emergencia

• Mantener la continuidad de la producción durante los eventos de inestabilidad de la red

• Reducir la contribución de la instalación a la demanda máxima del sistema, reduciendo la exposición a los cargos redistributivos del sistema

Dado que el promedio de alertas críticas de CENACE es de aproximadamente 100 por año y las pérdidas industriales por apagones se estiman en alrededor de $150 millones, el caso financiero en favor de la implementación de BESS orientada a la confiabilidad se extiende mucho más allá del simple arbitraje..

Parte 3: Requisitos de almacenamiento obligatorios de 30% GB — Cumplimiento de los requisitos y optimización

3.1 La exigencia reglamentaria

Las licitaciones de energía renovable en México ahora exigen que los proyectos incorporen baterías que representen el 30% de la capacidad de la planta, con una duración mínima de 3 horas. La operación comercial debe comenzar entre 2027 y la primera mitad de 2030..

La primera ronda de licitaciones, lanzada en octubre de 2025, requería inicialmente una capacidad de almacenamiento equivalente a al menos el 25% de la capacidad instalada. La resolución de diciembre de 2025 otorgó 3,3 GW de energía renovable y 1,5 GW de baterías —aproximadamente el 55% del volumen ofrecido—, lo que demuestra que el mercado ha aceptado la exigencia de almacenamiento..

La segunda convocatoria, publicada el 11 de mayo de 2026, reforzó el requisito de 30% horas de duración mínima.. La capacidad restante para esta ronda depende de los resultados de las empresas conjuntas del esquema CFE, de las cuales 81 proyectos están avanzando bajo el esquema mixto tras una fase inicial en la que se presentaron más de 220 iniciativas con un total de 38 GW..

3.2 La licitación de BESS autónomo de 935 MW

La convocatoria de proyectos estratégicos incluye una componente independiente dedicada a la BESS con una capacidad requerida de 935 MW en siete áreas de control regionales, todas ellas con una duración de referencia de tres horas.:

Fuente: Convocatoria de proyectos estratégicos de SENER, mayo de 2026; análisis de Energy-Storage.news

Si el volumen total se materializa con una duración de tres horas, esto representa aproximadamente 2.805 MWh de capacidad de almacenamiento..

Fecha límite de registro: La ventana de registro de almacenamiento se extendió hasta el 30 de octubre de 2026, lo que proporciona 58 días calendario adicionales en comparación con el calendario original..

Restricción crítica: Los sistemas de almacenamiento no asociados incluidos en esta convocatoria están reservados exclusivamente a las asociaciones con CFE. Los desarrolladores privados deben estructurar los esquemas de desarrollo mixto para participar en esta convocatoria.

3.3 Dimensionamiento óptimo para sistemas de almacenamiento de 3 horas

El requisito de una duración de 3 horas genera consideraciones específicas en el diseño de proyectos de energía renovable y almacenamiento ubicados en el mismo lugar:

Razón energía-potencia: Un sistema de 3 horas requiere una relación energía-potencia (E/P) de 3,0. Para una planta solar de 100 MW con 30 MW de almacenamiento, el BESS debe suministrar 90 MWh de energía utilizable (30 MW × 3 horas). Con una profundidad de descarga típica (DoD) de 90% para los sistemas de litio-ferro-fosfato (LFP), la capacidad nominal debería ser aproximadamente 100 MWh.

Consideraciones sobre el tamaño para el requisito de 30%:

Estrategia de sobredimensionamiento: Una tendencia creciente entre los desarrolladores consiste en aumentar la capacidad de almacenamiento más allá de los 30% GB mínimos para captar ingresos adicionales a través de los mercados de capacidad y los servicios auxiliares. El requisito regulatorio de reservar capacidad para CENACE está presionando a los promotores a aumentar la capacidad de almacenamiento para participar en el mercado de capacidad y captar nuevos flujos de ingresos.

3.4 Economía del proyecto bajo el mandato de almacenamiento

Las expectativas de la industria respecto a los precios de las licitaciones oscilan entre $35 y $70 por MWh, siendo el almacenamiento un requisito clave para la competitividad.. La componente de almacenamiento introduce una presión ascendente en los precios de las ofertas, pero esto se compensa parcialmente por:

• Ingresos del mercado de la capacidad: El mercado del balance de la capacidad ha registrado una media de más de $200 por MWh durante los últimos tres años debido a déficits de capacidad firmes.

• Servicios auxiliares: La regulación de la frecuencia y el apoyo a la tensión proporcionan fuentes adicionales de ingresos

• Reducción de la reducción de la potencia: El almacenamiento permite a las plantas renovables almacenar la generación excedente durante los períodos de reducción de la producción y descargarla durante los períodos de alto precio.

Economía ilustrativa — 100 MW de energía solar + 30 MW/120 MWh de BESS:

Nota: Solo son estimaciones indicativas. Los resultados reales dependerán de las condiciones del mercado, la optimización de los envíos y la evolución normativa.

Para los desarrolladores que requieren una solución estándar y en contenedores que cumpla con el requisito de duración de 3 horas, El sistema de almacenamiento de energía en contenedores de refrigeración líquida de MateSolar de 20 pies y 3 MWh y 5 MWh Ofrece una alta densidad energética en un espacio compacto. El formato de 20 pies permite una logística y un diseño del sitio eficientes, mientras que el sistema de gestión térmica de refrigeración líquida mantiene las temperaturas óptimas de las células para una vida útil máxima del ciclo — un factor crucial cuando el BESS debe realizar más de 300 ciclos al año durante un proyecto de 15 a 20 años.

Parte 4: Bloques de congestión en la cadena de suministro y estrategias de despliegue

4.1 El desafío de la provisión global de equipos

Las cadenas de suministro globales de equipos eléctricos de alta tensión se han visto bajo presión constante desde 2022, impulsadas por programas concurrentes de modernización de las redes en Europa, América del Norte y Asia. El desafío específico para México: el marco regulatorio diseñado para desbloquear la inversión en BESS llegó justo cuando los componentes físicos necesarios para ejecutar esa inversión son los más difíciles de obtener..

Los volúmenes más elevados en Estados Unidos han aumentado los plazos de entrega de inversores, transformadores y baterías, lo que potencialmente podría traducirse en aumentos de los costes de capital para proyectos que aún están en fase de cierre financiero en México.

4.2 Cronología de la volatilidad regulatoria

Además de las limitaciones físicas en la cadena de suministro, el proceso de aprobación regulatoria conlleva una incertidumbre significativa en cuanto a la duración del plazo. Los calendarios de cierre de proyectos dependen en gran medida de la visibilidad de las licencias necesarias. Si bien las autoridades se enfrentan a requisitos técnicos que requieren una evaluación rápida, actualmente el proceso específico de simplificación no cuenta con un proceso de ejecución estandarizado bajo la normativa, lo que expone a los desarrolladores a demandas burocráticas imprevisibles..

El programa de permisos acelerados lanzado en mayo de 2026 tiene como objetivo abordar este problema: CENACE debe completar los estudios de conexión a la red eléctrica dentro de los 30 días y proporcionar estimaciones preliminares de los costos para las mejoras necesarias en la transmisión. Los desarrolladores tienen seis días para aceptar o rechazar estos costos, sin posibilidad de renegociar después de la aceptación..

4.3 Estrategias de implementación para cadenas de suministro limitadas

Estrategia 1: Implementar BESS antes de la llegada del transformador

Uno de los enfoques más efectivos para acelerar los plazos de los proyectos es implementar el BESS mientras el transformador de alta tensión sigue en la lista de pedidos. El BESS se puede instalar, poner en marcha y probar utilizando energía temporal o la infraestructura de media tensión existente, y la interconexión final con la red se completará una vez que el transformador llegue.

Este enfoque resulta particularmente viable para las modalidades SAEE-CC y SAEE-Autoconsumo, donde el almacenamiento se realiza detrás del contador y puede comenzar a generar valor de inmediato mediante la reducción de la demanda en momentos de pico de consumo.

Estrategia 2: Funcionar sin transformadores adicionales

En los casos de instalaciones con entradas de servicio de media tensión existentes y con capacidad disponible, es posible implementar BESS sin necesidad de un nuevo transformador. Esto requiere un análisis cuidadoso de la capacidad de servicio existente de la instalación, el perfil de carga de carga de la BESS y la demanda máxima de la instalación para garantizar que la carga combinada no exceda la capacidad de la entrada de servicio.

Estrategia 3: Capacidad local de piezas de repuesto y servicio

La fiabilidad de las instalaciones de BESS depende en gran medida de la disponibilidad de piezas de repuesto y de la capacidad de servicio. Las limitaciones en la cadena de suministro global afectan no solo a la entrega de equipos nuevos, sino también a la disponibilidad de componentes de repuesto para mantenimiento y reparaciones.

Para los desarrolladores de proyectos y los usuarios industriales en México, garantizar que su proveedor de BESS cuente con una infraestructura de servicio sólida en la región —incluyendo almacenes de repuestos locales, capacidades de monitoreo remoto y soporte técnico de respuesta rápida— es esencial para mantener la disponibilidad del sistema y proteger la inversión.

MateSolar aborda esto a través de un modelo de servicio integral que incluye:

• Soporte técnico remoto para la configuración de software, la optimización de EMS y la solución de problemas

• Entrega de piezas de repuesto en caso de problemas de hardware que requieran la sustitución de componentes, con la guía de instalación proporcionada de forma remota

• Apoyo para la puesta en marcha in situ en proyectos de C&I y servicios públicos de gran envergadura, donde el equipo técnico de MateSolar puede ser enviado al lugar del proyecto para realizar pruebas y puesta en marcha

• Reemplazo con garantía por defectos de hardware que no pueden solucionarse mediante la reparación a nivel de los componentes

Esta arquitectura de servicios está diseñada para la realidad del mercado mexicano: si bien los equipos de instalación y mantenimiento locales pueden ser limitados, los protocolos de diagnóstico remoto y reparación guiada pueden resolver la mayoría de los problemas operativos sin necesidad de presencia física. Para tareas complejas de puesta en marcha o solución de problemas, se pueden enviar personal técnico al lugar.

Parte 5: Preguntas frecuentes

Q1: ¿Cuál es la diferencia entre una licencia de almacenamiento y una licencia de generación bajo el nuevo marco?

Se requiere un permiso de almacenamiento (permiso de almacenamiento) solo para SAEE no Asociado. Para SAEE asociados a plantas de energía, centros de carga o instalaciones de autoconsumo, no se requiere un permiso de almacenamiento separado —el almacenamiento se considera parte integral de la instalación ya permitida.. Sin embargo, todos los SAEE que se integren al SEN deben cumplir con los requisitos del estudio de interconexión y con la inscripción en CENACE.

Q2: ¿Puede un centro de carga instalar una BESS más grande que su demanda de consumo?

Según la modalidad SAEE-Autoconsumo, la capacidad SAEE debe ser igual o inferior a la demanda del centro de consumo para evitar la necesidad de un permiso de almacenamiento. Si la capacidad SAEE supera la demanda del centro de consumo, la instalación probablemente se incluiría en la modalidad SAEE No Asociada, lo que daría lugar a la necesidad de solicitar un permiso de almacenamiento completo y a la participación en el MEM..

Q3: ¿Cuáles son los requisitos de medición para cada modalidad?

Todos los SAEE que se integran al SEN deben tener un Sistema de Medición en el Punto de Interconexión o Punto de Acoplamiento Común. Para SAEE-CE, la medición se realiza en el punto de interconexión de la planta y cubre el perfil combinado de generación + almacenamiento. Para SAEE-CC y SAEE-Autoconsumo, la medición se realiza en la entrada de servicio del centro de carga. Para SAEE no Asociado, se requiere una medición separada para carga y descarga para soportar el proceso de liquidación de MEM..

Q4: ¿Cómo afecta el umbral de 0,7 MW a la estructuración de los proyectos?

El umbral de 0,7 MW determina si un proyecto se ajusta al marco de la convocatoria de proyectos estratégicos para la tramitación rápida de permisos. Los proyectos con una potencia de 0,7 MW o superior pueden acceder al procedimiento de aprobación acelerada; los proyectos con una potencia inferior a esta cifra siguen los procedimientos habituales para la tramitación de permisos. Para los proyectos de autoconsumo con una potencia entre 0,7 MW y 20 MW, el Sistema Único de Información para el Autoconsumo ofrece un mecanismo específico de tramitación acelerada..

Q5: ¿Qué tecnología de formación de rejillas es necesaria?

Los SAI basados en electrónica de potencia que inyectan energía en la RNT o la RGD deben implementar tecnología de formación de red. Este requisito es más avanzado que el de los inversores de formación de red, ya que estos deben ser capaces de establecer referencias de voltaje y frecuencia, proporcionar inercia sintética y mantener la estabilidad de la red durante las interrupciones. No todos los inversores de BESS disponibles en el mercado cuentan con esta capacidad; es una especificación crítica que debe verificarse durante la adquisición..

Q6: ¿Qué estándares deben cumplir los equipos BESS en México?

En los casos en los que no exista una Norma Oficial Mexicana (NOM) para un aspecto específico de BESS, se requiere el cumplimiento de los estándares IEC 62619 (requisitos de seguridad para baterías industriales), IEC 62933-5-1 y 5-2 (integración en red de almacenamiento de energía), UL 1973 (baterías para aplicaciones estacionarias) y UL 9540 (sistemas y equipos de almacenamiento de energía)..

Q7: ¿Puede un desarrollador privado participar en la licitación independiente de BESS sin la colaboración de CFE?

No. La actual licitación de BESS autónoma de 935 MW está reservada exclusivamente a asociaciones con CFE en virtud de esquemas de desarrollo mixtos. Los desarrolladores privados que deseen instalar BESS autónomos fuera del marco de la asociación con CFE deberán esperar a futuras rondas de licitación o explorar oportunidades en el segmento de C&I (conectado a la red) bajo las modalidades SAEE-CC o SAEE-Autoconsumo..

Q8: ¿Cuál es la duración mínima para ser elegible para el mercado de la capacidad?

Las baterías con una duración de 3 horas o más están elegibles para participar en el mercado de la capacidad. Esto se ajusta al requisito de duración mínima en el mandato de licitación para energías renovables y a la especificación de referencia de licitación para BESS individuales de 935 MW.

Q9: ¿Cómo afecta la adquisición de emergencia de CENACE a la economía de los BESS?

Los mecanismos de adquisición de confiabilidad de CENACE introducen una volatilidad de precios que aumenta el valor del almacenamiento en el lugar. Durante los eventos de emergencia, los precios de MEM pueden dispararse significativamente por encima de los niveles normales, creando oportunidades adicionales de arbitraje para los operadores de BESS. Lo más importante es que el almacenamiento en el lugar proporciona protección física contra interrupciones en el suministro, permitiendo a las instalaciones industriales mantener las operaciones durante las emergencias en la red eléctrica..

Q10: ¿Cuál es el plazo de entrega típico para el suministro de equipos BESS a México?

Si bien los plazos de entrega varían según el proveedor y la configuración, los problemas en la cadena de suministro global han prolongado los plazos de entrega para el equipo eléctrico de alta tensión, incluidos los transformadores, los inversores y las baterías. En el caso de las soluciones BESS en contenedores, los plazos suelen oscilar entre 12 y 20 semanas, dependiendo de la configuración específica y la situación actual de inventario del proveedor. La colaboración temprana con los proveedores es fundamental para los proyectos que tienen como objetivo fechas de puesta en servicio comercial en 2027-2028.

Q11: ¿Se puede implementar BESS antes de que llegue el transformador?

Sí, en muchos casos. En los casos de aplicaciones fuera de la red (SAEE-CC y SAEE-Autoconsumo), la BESS a menudo se puede conectar a la infraestructura de media tensión existente y poner en marcha antes de instalar un nuevo transformador. Este enfoque "almacenaje primero, transformador después" puede acelerar los plazos del proyecto en 3-6 meses. En los proyectos a gran escala, la secuencia de interconexión es más compleja y normalmente requiere que el transformador esté instalado antes de que pueda completarse la conexión a la red.

Q12: ¿Qué apoyo está disponible para la instalación y el mantenimiento de BESS en México?

Dado el carácter en constante evolución de la infraestructura de servicios de BESS en México, las capacidades de soporte técnico remoto son esenciales. Los problemas de software suelen resolverse mediante diagnósticos remotos y ajustes de configuración. Los problemas de hardware que requieran la sustitución de componentes pueden solucionarse mediante la entrega de piezas de repuesto con apoyo para la instalación guiada. Para proyectos C&I y de servicios de gran envergadura, se puede organizar el apoyo a la puesta en marcha in situ. Este modelo de servicio híbrido está diseñado para ofrecer un soporte confiable en toda la diversa geografía de México.

Q13: ¿Cómo se aplica el requisito de almacenamiento de 30% GB a los proyectos híbridos?

En los proyectos híbridos de energía renovable (solar + eólica), el requisito de almacenamiento de 30% MW se calcula sobre la capacidad total de generación instalada. Por ejemplo, una planta híbrida de 200 MW (120 MW de energía solar + 80 MW de energía eólica) requeriría 60 MW de capacidad de almacenamiento con una duración mínima de 3 horas (180 MWh de capacidad energética mínima)..

Q14: ¿Cuál es el proceso para obtener permisos ambientales para proyectos de BESS?

Los proyectos deben obtener permisos ambientales dentro de los seis meses posteriores a la recepción de los permisos de generación. El proceso de obtención de permisos ambientales evalúa las contribuciones socioambientales, las mejoras en la confiabilidad de la red, la reducción de la congestión y la flexibilidad operativa. Los proyectos que ofrecen los mayores beneficios para el Sistema Eléctrico Nacional reciben prioridad cuando múltiples propuestas compiten por los mismos puntos de conexión a la red..

Q15: ¿Cómo funciona el programa de desarrollo mixto con CFE?

El Programa de Desarrollo Mixto permite a los desarrolladores privados asociarse con la CFE a través de empresas conjuntas, acuerdos de producción a largo plazo o otras estructuras permitidas por la legislación habilitante de la CFE. Los proyectos desarrollados en colaboración con la CFE reciben una coordinación prioritaria con los operadores de la red y un tratamiento regulatorio simplificado..

Parte 6: Recomendaciones estratégicas por tipo de interés

6.1 Para desarrolladores de energía renovable

Modalidad recomendada: SAEE-CE (Asociado a plantas de energía)

Justificación: Esta modalidad ofrece la vía de cumplimiento más rápida para los proyectos renovables sujetos al mandato de almacenamiento de 30% MW. Al integrar el almacenamiento en el permiso de generación existente, los desarrolladores evitan el proceso separado de autorización de almacenamiento manteniendo al mismo tiempo los derechos de participación en el MEM completos.

Principales puntos de acción:

1. Verifique que la configuración del BESS cumpla los requisitos para la formación de redes si se interconecta a nivel de transmisión.

2. Asegúrese de que la medición en el punto de interconexión de la planta abarque los flujos combinados de generación y almacenamiento

3. Evalúe las estrategias de sobredimensionamiento más allá de los 30% mínimos para captar ingresos del mercado de la capacidad y los servicios auxiliares

4. Inicie los estudios de interconexión de CENACE con tiempo suficiente — el requisito de terminación en 30 días solo se aplica después de la presentación formal

6.2 Para operadores de instalaciones industriales y comerciales

Modalidad recomendada: SAEE-CC (Asociado a los Centros de Carga) o SAEE-Autoconsumo

Justificación: El almacenamiento fuera de la cuenta genera un valor económico inmediato gracias a la reducción de los cargos por demanda y a la reducción de la carga máxima de consumo sin la complejidad regulatoria asociada a la participación en el MEM. La modalidad SAEE-CC es particularmente atractiva porque no requiere permiso de almacenamiento y aprovecha la infraestructura de entrada de servicios existente.

Principales puntos de acción:

1. Realice un análisis exhaustivo del perfil de carga para identificar el potencial de reducción de la carga demandada y los patrones de consumo de energía pico.

2. Dimensiona la BESS para mantenerla dentro del umbral de demanda del centro de consumo para evitar que se genere la obligación de obtener la autorización de almacenamiento en virtud de la SAEE-Autoconsumo.

3. Implemente un sistema de gestión de la cadena de suministro con capacidad de optimización multiobjetiva para capturar tanto el valor derivado de la arbitragedad como el valor relacionado con la gestión de la demanda

4. Evalúe los beneficios de la resiliencia a la luz de los mecanismos de adquisición de emergencia de CENACE y las tendencias en la confiabilidad de la red eléctrica

6.3 Para desarrolladores de almacenamiento independiente

Modalidad recomendada: SAEE no Asociado (No Asociado)

Justificación: El almacenamiento independiente ofrece el mayor potencial de generación de ingresos: la arbitraged de energía, los servicios auxiliares, los pagos por capacidad y los contratos de fiabilidad. Sin embargo, la actual ronda de licitaciones requiere la colaboración de CFE, por lo que los desarrolladores privados deben estructurar esquemas de desarrollo mixtos o centrarse en oportunidades en el ámbito privado a corto plazo.

Principales puntos de acción:

1. Prepararse para el proceso de solicitud de la licencia de almacenamiento, incluidos los estudios de interconexión y la inscripción como participante en el mercado de CENACE

2. Desarrollar modelos de optimización de ingresos que tengan en cuenta el conjunto completo de valor: energía, servicios auxiliares y capacidad

3. Monitorizar la evolución normativa de los mecanismos de agregación que puedan permitir que sistemas independientes más pequeños participen en los mercados de capacidad.

4. Evaluar las estructuras de colaboración del CFE en el marco del Programa de Desarrollo Mixto

Parte 7: El camino por delante — Perspectiva del mercado y fechas clave

7.1 Puntos clave a corto plazo

7.2 Proyección de mercado

Aurora Energy Research pronostica que se añadirán 3,8 GW de baterías en México en los próximos años. El documento de planificación PLADESE apunta a aproximadamente 6 GW de almacenamiento de baterías para 2030, con 6.145 MW de almacenamiento incluidos en el plan general de expansión de la electricidad..

Se espera que el sector privado contribuya con 2.480 MW de almacenamiento de energía mediante baterías, mientras que CFE concentraría 3.071 MW —roles aproximadamente equivalentes en el mercado..

7.3 Los factores críticos de éxito

El marco regulatorio es una condición necesaria para el crecimiento del mercado, pero no suficiente. Como advirtió Andrea Lozano, directora general de BID Energy: "El hecho de que exista un marco regulatorio no significa necesariamente que exista un mercado. Depende de nosotros construir ese mercado".".

Los desarrolladores, los financiadores y los usuarios industriales que tengan éxito en el mercado de BESS de México serán aquellos que:

• Dominar el proceso de selección de vías reguladoras

• Optimice la combinación de ingresos en los sectores de energía, capacidad y servicios auxiliares

• Gestionar las limitaciones de la cadena de suministro mediante adquisiciones estratégicas y una implementación gradual

• Implementar capacidades operativas robustas que maximicen la disponibilidad y el rendimiento del sistema

Conclusión: Construyendo el mercado de almacenamiento de energía de México

El marco regulatorio de BESS en México representa un hito importante para el sector eléctrico del país. Por primera vez, los desarrolladores, inversores y usuarios industriales disponen de una arquitectura legal clara para integrar el almacenamiento de energía en el Sistema Eléctrico Nacional —con modalidades de participación definidas, vías de obtención de permisos, requisitos de medición y normas de participación en el mercado—.

El caso económico de las BESS en México es convincente: rendimientos de pico a valle de hasta US$60/MWh, precios del mercado de capacidad que se sitúan en promedio por encima de US$200/MWh, tarifas por demanda que pueden reducirse en un 30-40% gracias a la inteligencia en la gestión de los picos de consumo y beneficios de fiabilidad que protegen las operaciones industriales de una red que emite aproximadamente 100 alertas críticas al año.

El argumento regulatorio ahora es igualmente convincente: cinco modalidades distintas de participación, cada una con su propio proceso de cumplimiento, ofrecen flexibilidad para diferentes estructuras de proyectos y modelos de negocio.

MateSolar es un proveedor de soluciones fotovoltaicas y de almacenamiento de energía en una sola fuente dedicado a impulsar la transición energética de México. Desde Sistema solar híbrido comercial de 500 kW para los grandes consumidores de electricidad comercial e industrial, a Sistema de almacenamiento de energía en gabinete exterior refrigerado por líquido de 100 kW/232 kWh y 125 kW/261 kWh para aplicaciones C&I distribuidas, a Sistema de almacenamiento de energía en contenedor 40 pies 1 MWh 2 MWh refrigerado por aire para proyectos a escala de utilidad escalable, y Sistema de almacenamiento de energía en contenedores de refrigeración líquida de 20 pies 3MWh 5MWh Para cumplir con los requisitos de almacenamiento de alta densidad y larga vida útil —MateSolar ofrece la tecnología, la experiencia en cumplimiento normativo y el apoyo técnico necesario para tener éxito en el mercado de BESS de México.

El marco regulatorio ya está en marcha. Los impulsores económicos son indiscutibles. El mercado está listo para ser construido.

Este artículo tiene carácter meramente informativo y no constituye asesoramiento legal o financiero. Los desarrolladores de proyectos deben consultar a asesores jurídicos y financieros cualificados para obtener orientación específica sobre el proyecto. Los requisitos reglamentarios están sujetos a cambios; consulte las publicaciones más recientes de CNE y CENACE para obtener requisitos oficiales.