Por Energy Insights
Las nuevas disposiciones para integrar sistemas de almacenamiento al Sistema Eléctrico Nacional abren oportunidades para consumidores industriales, generadores renovables, desarrolladores, suministradores e inversionistas. Sin embargo, el valor de una batería no reside en la tecnología por sí misma, sino en el problema que resuelve, la modalidad regulatoria bajo la que opera y los ingresos o ahorros que realmente puede capturar.
Durante años, el almacenamiento eléctrico fue visto en México como una tecnología prometedora, pero rodeada de incertidumbre. Su función técnica era reconocida: conservar energía para utilizarla posteriormente, compensar variaciones de la generación renovable, responder rápidamente ante cambios en la red o respaldar procesos críticos. Lo que no estaba suficientemente definido era cómo podía integrarse al sistema eléctrico, bajo qué figura debía operar y qué productos podía comercializar.
Ese escenario comienza a cambiar.
El 16 de abril de 2026, la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional. Posteriormente, el 22 de mayo se publicaron los formatos para solicitar permisos de generación con respaldo propio, autoconsumo interconectado con respaldo propio y almacenamiento con operación bajo contrato con el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).
Más que una regulación técnica, las disposiciones representan el punto de partida para la formación de un nuevo mercado. Reconocen distintas modalidades de participación, definen condiciones para comprar y vender energía, contemplan la prestación de Potencia y Servicios Conexos, permiten contratos privados de respaldo e incluso facultan al CENACE para contratar almacenamiento cuando resulte más eficiente que desarrollar infraestructura convencional.
El cambio es relevante porque transforma al almacenamiento en algo más que una batería instalada junto a paneles solares. Dependiendo de su configuración, puede convertirse en una herramienta para administrar costos, proteger operaciones, incrementar el aprovechamiento de generación renovable, diferir inversiones en redes, prestar servicios al sistema o construir un negocio energético independiente.
No obstante, la regulación también establece límites importantes. No todas las baterías pueden vender energía, no todos los servicios pueden monetizarse simultáneamente y no todos los proyectos tendrán acceso inmediato al Mercado Eléctrico Mayorista. La viabilidad dependerá de la ubicación, los estudios de interconexión o conexión, la planeación vinculante y la forma en que evolucionen las Reglas del Mercado.
La oportunidad existe, pero deberá analizarse proyecto por proyecto.
Una nueva clase de activo energético
El valor fundamental del almacenamiento consiste en separar dos momentos que tradicionalmente ocurrían al mismo tiempo: la producción o adquisición de electricidad y su utilización.
Una empresa puede cargar un sistema cuando dispone de energía solar o cuando las condiciones de suministro resultan más convenientes y utilizarla posteriormente para atender su consumo. Una central renovable puede conservar parte de su producción para desplazarla a otro horario. Un sistema independiente puede retirar energía de la red, almacenarla y devolverla cuando el sistema requiera capacidad, flexibilidad o respaldo.
Esta capacidad temporal resulta cada vez más importante ante el crecimiento de la demanda eléctrica, la expansión de fuentes solares y eólicas y las limitaciones existentes en determinadas regiones de la red.
El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039 (PLADESE 2025-2039) proyecta la incorporación de aproximadamente 5,000 MW de almacenamiento hacia 2030 y alrededor de 8,647 MW hacia 2039. La magnitud anticipa un mercado que comprenderá no solamente baterías, sino también ingeniería, sistemas de control, construcción, operación, mantenimiento, seguridad, financiamiento y servicios de optimización.
Las disposiciones no restringen el almacenamiento a una sola tecnología. Además de sistemas electroquímicos, contemplan rebombeo hidráulico, volantes de inercia, almacenamiento gravitacional, térmico, aire comprimido e incluso almacenamiento químico mediante hidrógeno o amoniaco verde. En la práctica, las baterías de ion-litio serán previsiblemente la solución de mayor aplicación en proyectos industriales y de respuesta rápida, pero la regulación deja abierta la puerta a otras tecnologías conforme madure el mercado.
Cinco rutas para participar
Las nuevas disposiciones reconocen cinco modalidades principales de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica, denominados SAEE: Asociados a una Central Eléctrica; Asociados a un Centro de Carga; Asociados a la figura de Autoconsumo; Integrados a la infraestructura de transmisión o distribución; y No Asociados, es decir, independientes de una central o centro de consumo.
También se permite, bajo condiciones específicas, la integración de sistemas agrupados cuyos costos y beneficios sean compartidos por varios participantes.
Esta clasificación es decisiva porque cada modalidad tiene derechos, restricciones y fuentes de valor diferentes.
| Modalidad | Usuario principal | Valor potencial | Condición determinante |
|---|---|---|---|
| Centro de Carga | Industria, comercio e infraestructura | Gestión de demanda, continuidad y aprovechamiento en sitio | No puede vender ni inyectar la energía almacenada |
| Autoconsumo | Empresas con generación propia | Aprovechamiento solar, respaldo y administración de excedentes | Depende de la modalidad de autoconsumo |
| Central Eléctrica | Generadores renovables | Energía, Potencia, Servicios Conexos y control de variabilidad | Sujeto a estudios y a las instrucciones de CENACE |
| No Asociado | Desarrolladores e inversionistas | Mercado, contratos de respaldo y servicios al sistema | Requiere permiso y alineación con la planeación vinculante |
| Transmisión o distribución | CFE y operadores de red | Confiabilidad, calidad, descongestión y diferimiento de obras | Uso exclusivamente sistémico |
| Agrupado | Generadores o usuarios compatibles | Compartir inversión e infraestructura | Misma categoría regulatoria y ubicación eléctrica compatible |
Por ello, la primera pregunta para un inversionista no debería ser qué batería comprar, sino bajo qué modalidad operará y qué problema económico pretende resolver.
La oportunidad más cercana para la industria
Para numerosos consumidores industriales y comerciales, la modalidad más accesible será el almacenamiento asociado a un Centro de Carga: un sistema instalado dentro de las instalaciones de una planta, edificio, hotel, centro logístico, hospital, comercio o centro de datos.
Su función principal consiste en atender necesidades propias. Puede utilizarse para controlar picos de demanda, complementar una instalación fotovoltaica, responder ante variaciones en la red o sostener parcialmente cargas prioritarias.
Las oportunidades más evidentes se encuentran en procesos donde una interrupción, aun cuando sea breve, genera pérdidas considerablemente mayores que el costo de la energía no consumida. Una batería puede tener valor en líneas automatizadas, procesos continuos, refrigeración, telecomunicaciones, sistemas de control, bombeo, centros de datos y otras operaciones donde la continuidad es crítica.
Sin embargo, instalar un sistema de almacenamiento no equivale automáticamente a disponer de respaldo integral. Para operar durante una falla de red, el proyecto necesita una arquitectura eléctrica adecuada, sistemas de transferencia, controles, protecciones y, cuando se requiera, capacidad de operación aislada. La potencia y duración deben dimensionarse de acuerdo con las cargas críticas y el tiempo que se pretende mantenerlas en servicio.
También debe evitarse asumir que toda batería genera ahorros mediante el llamado peak shaving. Su beneficio depende de la tarifa aplicable, la curva horaria de consumo, la demanda máxima, la manera en que se factura la capacidad, el costo de recarga y la cantidad de ciclos requeridos. En ciertas instalaciones, reducir un pico aislado puede generar valor; en otras, la estructura tarifaria o el perfil de consumo pueden hacer insuficiente el ahorro para recuperar la inversión.
Las DACG establecen además una frontera clara: un SAEE asociado a un Centro de Carga debe utilizar la energía almacenada para satisfacer necesidades en sitio. No puede inyectarla a la Red Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de Distribución ni venderla. Su potencia debe ser igual o menor que la demanda del Centro de Carga y su recarga no debe provocar que se exceda la carga o demanda contratada.
Esto significa que el caso de negocio industrial deberá construirse principalmente sobre ahorros verificables, continuidad operativa, calidad de energía y reducción de riesgos, no sobre una expectativa de vender electricidad.
Solar más almacenamiento: una nueva forma de administrar la energía
La combinación de generación solar y almacenamiento será uno de los segmentos de mayor interés para empresas.
Una instalación fotovoltaica convencional produce energía cuando existe irradiación, independientemente de si ese momento coincide con la mayor necesidad de la planta. Cuando la generación supera temporalmente el consumo, parte del recurso puede quedar subutilizado o entregarse bajo condiciones que no necesariamente representan su mayor valor económico.
El almacenamiento permite conservar parte de esa producción y utilizarla posteriormente. Esto puede elevar el porcentaje de energía solar consumida en sitio, reducir compras a la red en determinados horarios y administrar de mejor manera la variabilidad de la generación.
No obstante, la batería no produce energía adicional. Por el contrario, introduce pérdidas durante los procesos de carga y descarga. Su valor proviene de cambiar el momento y las condiciones en que se utiliza la electricidad.
La evaluación correcta debe comparar al menos tres configuraciones:
- Generación solar sin almacenamiento.
- Solar con almacenamiento para incrementar el consumo en sitio.
- Solar con almacenamiento dimensionado para continuidad, respaldo o gestión de excedentes.
Cada configuración tendrá un CAPEX, patrón de operación y retorno diferente. Una batería diseñada para almacenar excedentes solares puede no tener la potencia suficiente para respaldar una línea productiva. Del mismo modo, un sistema diseñado para emergencia puede permanecer inactivo la mayor parte del tiempo y ofrecer pocos ahorros ordinarios.
Las disposiciones permiten que usuarios de autoconsumo integren almacenamiento como parte de las instalaciones de sus centros de consumo sin requerir un permiso independiente de almacenamiento, siempre que se cumplan las condiciones aplicables. También permiten que centrales renovables bajo autoconsumo integren SAEE como parte de sus equipos.
En el autoconsumo interconectado con venta de excedentes, la batería adquiere una función adicional. Las centrales con fuentes variables deben cumplir con el criterio de respaldo propio y CENACE determinará, mediante los análisis correspondientes, su dimensionamiento y características técnicas. El titular podrá instalar su propio sistema o contratar la cobertura con CFE o con un tercero autorizado.
Surge así un mercado que va más allá de la venta de equipos: dimensionamiento, respaldo contratado, garantías de disponibilidad y administración energética.
Generadores renovables: convertir variabilidad en flexibilidad
Para una central solar o eólica, el almacenamiento puede transformar el perfil técnico y comercial de la energía.
Una central sin almacenamiento depende de la disponibilidad instantánea de su fuente primaria. Una central con batería puede suavizar rampas, responder con mayor precisión a instrucciones operativas, administrar parte de su energía en el tiempo y contribuir a la confiabilidad del sistema.
Las DACG permiten que las centrales renovables participantes en el Mercado Eléctrico Mayorista integren almacenamiento como parte de sus instalaciones. En este caso no se requiere un permiso separado de almacenamiento: el sistema forma parte de la actividad de generación.
La central y el SAEE pueden operar como un solo recurso y destinarse a comercializar energía, Potencia y Servicios Conexos. El almacenamiento puede cargarse con la energía de la propia central o, cuando así se solicite y estudie, retirar energía de la red.
Para centrales existentes, la incorporación del sistema se considera una modificación técnica. Será necesario solicitar los estudios correspondientes y modificar el permiso de generación. Si se pretende incrementar la capacidad máxima de inyección, también deberán realizarse los trámites para ampliar la capacidad autorizada y modificar el contrato de interconexión.
Esto limita una interpretación comercial frecuente: agregar una batería no incrementa automáticamente la capacidad que una central puede inyectar. Si el contrato autoriza una determinada potencia, la suma de la generación y la descarga del almacenamiento no puede superar ese límite sin tramitar su modificación.
Por otra parte, el CENACE podrá determinar, como resultado de los estudios, requerimientos particulares para mitigar la variabilidad. Estos pueden cumplirse mediante un sistema propio, un proyecto agrupado o una cobertura contratada. La metodología considera la ubicación, topología de la red y disponibilidad de recursos flexibles; por tanto, el requerimiento no debería aplicarse como un porcentaje uniforme a todos los proyectos.
Para los desarrolladores, la oportunidad estará en conciliar dos dimensiones: el sistema que optimice ingresos y el que satisfaga los requerimientos técnicos de la red.
El almacenamiento independiente crea una nueva figura empresarial
La modalidad más novedosa es la de los SAEE no Asociados. Se trata de sistemas independientes que no forman parte de una central eléctrica, un Centro de Carga ni la infraestructura pública de transmisión o distribución.
Estos proyectos realizan la actividad regulada de almacenamiento y deben obtener un permiso ante la CNE. Pueden participar directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista bajo la modalidad de Almacenadora o ser representados por una Generadora o Suministradora.
Su modelo puede incorporar diferentes fuentes de valor:
- Compra y venta de energía.
- Acreditación y comercialización de Potencia.
- Prestación de Servicios Conexos.
- Contratos de cobertura y respaldo con centrales renovables.
- Contratos bilaterales con suministradores o Entidades Responsables de Carga.
- Contratos con CENACE para resolver necesidades de confiabilidad.
- Reducción de congestiones, control de rampas y soporte ante contingencias.
Los sistemas con duración igual o superior a tres horas pueden acreditar Potencia para el Mercado para el Balance de Potencia, sujeto a las Reglas del Mercado, a su Disponibilidad de Entrega Física y a las condiciones técnicas aplicables.
Las DACG también establecen un tratamiento tarifario relevante. Para los SAEE no Asociados se contempla la aplicación de 50% de la tarifa regulada correspondiente por transmisión y operación del CENACE, tanto en el retiro como en la inyección. En distribución, el cargo se aplica por el retiro. Su efecto financiero deberá analizarse conjuntamente con las disposiciones de liquidación y las futuras adecuaciones de las Reglas del Mercado.
En teoría, un sistema independiente puede construir un portafolio de ingresos o revenue stacking. En la práctica, cada fuente deberá ser compatible con la capacidad, disponibilidad y punto de interconexión comprometidos. Una misma porción de la batería no puede prometerse simultáneamente para varios servicios incompatibles.
Por ejemplo, un SAEE que celebre un contrato privado de respaldo puede utilizar capacidad adicional para comercializar energía, Potencia o Servicios Conexos. Sin embargo, deberá separar la capacidad comprometida y respetar las condiciones operativas y de medición establecidas.
El arbitraje tampoco debe presentarse como una fuente automática de rentabilidad. Comprar en una hora de bajo precio y vender en una de precio alto parece sencillo, pero el margen efectivo debe descontar pérdidas de eficiencia, tarifas de red, degradación, costos de operación y el valor de mantener capacidad disponible para otros servicios.
CENACE como comprador de soluciones de almacenamiento
Uno de los elementos con mayor potencial de las disposiciones es la posibilidad de que CENACE celebre contratos de corto, mediano y largo plazo con SAEE no Asociados.
Estos contratos podrán utilizarse cuando el almacenamiento sea una alternativa más eficiente para mantener o mejorar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional frente a soluciones convencionales. La decisión deberá sustentarse en análisis costo-beneficio y considerar flexibilidad, integración renovable, congestiones, pérdidas, restricciones y beneficios sistémicos.
Los servicios podrían incluir: Regulación de frecuencia; Respaldo ante contingencias; Servicios Conexos para confiabilidad; Integración eficiente de energías renovables; Reducción de congestiones; Control de rampas; y Soporte operativo en nodos específicos.
Esta figura puede cambiar la lógica de desarrollo de los proyectos. En lugar de instalar una batería en cualquier sitio y buscar posteriormente cómo monetizarla, los inversionistas deberán identificar los nodos donde el sistema necesita flexibilidad y diseñar el activo alrededor de esa necesidad.
CENACE deberá determinar la potencia, capacidad, duración mínima, tiempo de respuesta, disponibilidad e interoperabilidad requeridos. Los contratos se celebrarán mediante mecanismos competitivos.
Por ello, buena parte del mercado dependerá de la publicación de estudios nodales, necesidades específicas y procesos de contratación. Las DACG crean la vía jurídica, pero la materialización de proyectos requerirá que esas necesidades se conviertan en señales de inversión y convocatorias concretas.
CFE y las redes: otro mercado para proveedores y desarrolladores
Las disposiciones también reconocen sistemas asociados a la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.
En esta modalidad, el almacenamiento forma parte de la infraestructura utilizada para prestar el servicio público. Su energía se destina exclusivamente a confiabilidad, calidad, continuidad y seguridad; no se comercializa como si se tratara de un proyecto privado ordinario.
Su valor puede provenir de evitar o diferir ampliaciones costosas, reducir pérdidas, aliviar congestiones, apoyar subestaciones, estabilizar redes débiles o responder ante contingencias.
CFE puede celebrar contratos, alianzas o asociaciones con participantes públicos, privados o sociales para integrar almacenamiento, sujeto a autorización de la Secretaría de Energía y a los instrumentos de planeación vinculante.
La oportunidad privada no reside necesariamente en controlar la red, sino en participar en la cadena de valor: Fabricación y suministro de equipos; Diseño e ingeniería; Construcción y puesta en operación; Sistemas de control y comunicación; Operación y mantenimiento; Garantías de desempeño; Financiamiento y arrendamiento; e Integración de soluciones móviles o reubicables.
Esto puede crear un mercado relevante de proveeduría, particularmente cuando el almacenamiento sea más rápido de desplegar que una obra convencional de transmisión o distribución.
Almacenamiento compartido: escala para proyectos que no son viables individualmente
Las disposiciones introducen también la posibilidad de integrar SAEE de manera agrupada. Varios generadores o usuarios pueden compartir inversión, infraestructura, costos y beneficios cuando se encuentren en una misma subestación, nodo o área eléctrica técnicamente compatible.
La figura puede resultar atractiva para parques industriales, conjuntos de grandes usuarios o grupos de centrales renovables. Un sistema colectivo podría alcanzar una escala, utilización y eficiencia financiera difíciles de obtener mediante varias baterías pequeñas.
No obstante, la agrupación no es abierta. Los participantes deben compartir el mismo carácter regulatorio: generadores con generadores, Usuarios Calificados con Usuarios Calificados o participantes equivalentes. CENACE deberá evaluar simultáneamente los estudios y determinar la ubicación e infraestructura requeridas.
Los integrantes deberán establecer acuerdos claros sobre inversión, asignación de capacidad, operación, responsabilidades, mantenimiento y distribución de beneficios. Además del representante comercial, deberá existir un responsable técnico solidario frente a la Transportista o Distribuidora.
La oportunidad es real, pero su implementación exigirá estructuras contractuales robustas y coordinación entre participantes.
Un mercado mucho más amplio que la fabricación de baterías
La nueva regulación crea oportunidades a lo largo de todo el ciclo de vida de los proyectos, mencionamos las esenciales a identificar: Originación y desarrollo; Estudios regulatorios y eléctricos; Ingeniería y dimensionamiento; Integración de baterías, inversores y transformadores; Sistemas BMS, EMS, SCADA y plataformas de optimización; Equipos con capacidades grid forming; Construcción, pruebas y puesta en servicio; Operación y mantenimiento; Monitoreo y analítica; Prevención y control de incendios; Seguros y administración de riesgos; Financiamiento y arrendamiento; Reposición de módulos y garantías de capacidad; y Reciclaje y segunda vida.
También pueden surgir modelos como Energy Storage as a Service (ESaaS), en los que un tercero financia, instala y opera el sistema, mientras el usuario paga por disponibilidad, ahorro o desempeño.
El reto será estructurar contratos que definan quién asume el riesgo de degradación, qué sucede si el ahorro proyectado no se materializa, cómo se mide el desempeño y quién debe reponer capacidad al final de determinados ciclos.
La regulación abre el mercado, pero no elimina sus riesgos
Las DACG representan un avance sustancial, pero el mercado todavía se encuentra en desarrollo.
Las Reglas del Mercado deberán incorporar plenamente las características de los sistemas de almacenamiento. Mientras las funcionalidades específicas no estén habilitadas en los modelos de corto plazo, las ofertas se procesarán mediante esquemas transitorios: compra fija para la carga y ofertas de venta bajo formatos existentes.
También deberán consolidarse metodologías, procedimientos de interconexión, mecanismos de liquidación y procesos competitivos para los contratos con CENACE.
A esto se suman riesgos propios de los proyectos, como los siguientes: Capacidad disponible en la red; Tiempo y costo de los estudios; Necesidad de modificar permisos; Requerimientos técnicos adicionales; Costos de infraestructura de conexión; Degradación por ciclos y temperatura; Reposición futura de módulos; Seguridad y cumplimiento normativo; Volatilidad de precios en el MEM; Incertidumbre en ingresos por servicios; y Riesgo tecnológico y de garantías.
Las disposiciones exigen el cumplimiento de estándares como IEC 62619, IEC 62933-5-1, IEC 62933-5-2, UL 1973 y UL 9540 mientras se emite una Norma Oficial Mexicana específica. Los sistemas basados en electrónica de potencia que inyecten a la red también deberán implementar tecnología formadora de red o grid forming.
La seguridad no debe tratarse como un requisito secundario. Ubicación, separación, detección, supresión, ventilación, control térmico, protocolos de emergencia y capacitación deben formar parte del diseño financiero y operativo.
De la compra de tecnología a una decisión empresarial
Para un tomador de decisiones, evaluar almacenamiento requiere cambiar el orden tradicional del análisis.
El proceso no debe comenzar solicitando una cotización de baterías. Debe comenzar definiendo el problema.
¿La empresa busca reducir costos, proteger una carga crítica, aprovechar excedentes solares, evitar ampliaciones de demanda, cumplir un requisito de respaldo o generar ingresos en el mercado?
Después deberá identificarse la modalidad regulatoria, construir una línea base y dimensionar el sistema con base en el servicio requerido.
La línea base debe considerar, al menos lo siguiente: Curva horaria de consumo; Demanda máxima y contratada; Tarifa o precios del mercado; Perfil de generación renovable; Frecuencia y duración de interrupciones; Costo económico de las fallas; Calidad de energía.; Capacidad de conexión; Cargas críticas; Crecimiento previsto de la operación.
El análisis financiero deberá incluir CAPEX, OPEX, eficiencia, degradación, reposición, costo de capital, vida útil, ingresos o ahorros verificables y valor residual. Además, conviene construir escenarios: conservador, base y favorable.
Una batería puede ofrecer varios beneficios, pero solamente deben incorporarse al flujo financiero aquellos que sean cuantificables, contractualmente respaldados o razonablemente capturables.
La verdadera oportunidad
El almacenamiento no constituye un solo negocio. Es una plataforma capaz de resolver problemas diferentes según el usuario, ubicación y modalidad bajo la que opera.
Para una planta industrial puede ser un instrumento de continuidad y administración de demanda. Para una central renovable, una forma de gestionar variabilidad y mejorar su perfil de entrega. Para un desarrollador, un activo independiente que comercializa energía, Potencia y servicios. Para CENACE y CFE, una alternativa para fortalecer la confiabilidad o diferir infraestructura convencional.
Las nuevas disposiciones proporcionan por primera vez un mapa más claro para transitar entre esas posibilidades. Pero el éxito no dependerá de instalar la mayor batería, sino de identificar la función correcta, dimensionarla con precisión y estructurar un modelo económico compatible con la regulación.
Las empresas que partan de sus necesidades energéticas y construyan proyectos sobre datos reales podrán convertir el almacenamiento en un activo estratégico. Aquellas que comiencen por la tecnología y posteriormente busquen una manera de justificarla corren el riesgo de inmovilizar capital en sistemas sobredimensionados, subutilizados o incapaces de capturar los beneficios esperados.
México ha comenzado a definir las reglas de un mercado que apenas se forma. La oportunidad estará en comprender que almacenar electricidad no es solamente guardar energía: es adquirir la capacidad de decidir cuándo, dónde y para qué utilizarla.
