Cómo el BESS reduce el riesgo de apagones industriales en México

Dos plantas generadoras privadas dejaron de producir a las 16:43 horas del 19 de junio de 2026, y el apagón parcial resultante dejó sin servicio 170 MW de carga y a 119,323 usuarios de CFE en Yucatán, Campeche, Quintana Roo y Tabasco esa tarde, según el comunicado de CFE de ese día; la revisión del evento publicada por Expansión el 6 de julio de 2026 también incluye a Chiapas. Un evento mayor siguió el 31 de agosto de 2026, cuando dos líneas de alta tensión salieron de operación y 745,533 usuarios de la Península de Yucatán y Chiapas se quedaron sin luz durante casi siete horas; CFE lo atribuyó a vandalismo. La presidenta Claudia Sheinbaum abordó el patrón públicamente el 24 de junio de 2026, y los llamó interrupciones de servicio. Los atribuyó a fallas de distribución y líneas insuficientes, y no a un faltante de generación. Los medios mexicanos y los grupos de la industria han usado el término apagones con frecuencia creciente. Cualquiera que sea la etiqueta, algunas regiones absorben este riesgo más que otras. La Península de Yucatán tiene capacidad de transmisión limitada para importar energía durante la demanda pico, y Baja California opera una red aislada sin interconexión con el sistema nacional, según el mismo reportaje.

El registro financiero del último periodo de estrés comparable no es abstracto. La crisis de red del invierno de febrero de 2021 le costó a la industria de exportación un estimado de 2,700 millones de dólares en producción perdida en dos días, según el consejo de manufactura de exportación INDEX. En mayo de 2024, CENACE declaró un estado operativo de emergencia porque las reservas operativas cayeron por debajo de 3%, frente al 6% que el sistema necesita para operar con normalidad. Los apagones de ese mes le costaron al sector industrial de Jalisco un estimado de 200 a 250 millones de pesos, de 12 a 15 millones de dólares, según el Consejo de Cámaras Industriales de Jalisco. Empresas individuales del sector alimentario en ese estado reportaron pérdidas de hasta 20 millones de pesos, cerca de 1.2 millones de dólares, y un productor de zinc en San Luis Potosí perdió el suministro con el horno cargado, según el Consejo Coordinador Empresarial. Durante el evento de febrero de 2021, INDEX estimó las pérdidas manufactureras en alrededor de 200 millones de dólares por hora en las plantas de sus agremiados, y esa cifra se lee como un orden de magnitud y no como una cifra precisa. El orden de magnitud es el punto.

La generación diésel ha sido la respuesta por defecto a este riesgo durante décadas. Para la mayoría de las cargas industriales hoy, es la opción equivocada por defecto. Un generador dimensionado para respaldo permanece inactivo la abrumadora mayoría del año, sin ganar nada hasta el único día en que se necesita. Su costo de combustible y su carga de mantenimiento suben cada año que no logra amortizarse con el uso diario. El almacenamiento en baterías hace algo que un generador de respaldo no puede. Protege contra el apagón y genera un retorno todos los días en que no se necesita, al desplazar carga fuera de las horas pico de tarifa y corregir los cargos por demanda y factor de potencia que ya dominan una factura industrial de energía. Esa doble función es el argumento a favor del almacenamiento frente a la generación de respaldo. También coloca al BESS en el presupuesto de capital junto con otras inversiones, y fuera de la línea de seguro.

Por qué la red sigue fallando

La causa estructural es una brecha que se amplía entre qué tan rápido crece la demanda y qué tan rápido se expande la red que la atiende. La demanda eléctrica nacional creció 3.4% en 2022 y 3.5% en 2023, mientras que la red de transmisión creció apenas 0.09% y 0.10% en esos mismos dos años, según el Instituto Mexicano para la Competitividad. La inversión de CFE en transmisión en 2023 fue de 21.7% de lo que pedía su propia estimación de planeación, según la misma fuente. Esa brecha no se cierra en un solo ciclo de presupuesto. Aparece primero como un margen de reserva operativa delgado, que cayó por debajo de 3% en mayo de 2024 frente al umbral de 6% que el sistema necesita para operar con normalidad.

La sequía agravó el faltante en el ciclo de 2023 a 2024. La generación hidroeléctrica de CFE cayó cerca de 40% en 2023, y para mayo de 2024 la presa El Novillo, en Sonora, estaba al 11.2% de su capacidad y Huites, en Sinaloa, al 16.4%, según el reportaje de Excélsior con datos de CONAGUA. Eso eliminó una fuente de generación flexible en la que el sistema se ha apoyado históricamente durante los picos de demanda. Eleazar Castro, de la consultora Elevation Ideas, citado en el reportaje de Expansión de julio de 2026, señala la misma convergencia de presiones. Los picos de demanda de verano, el mantenimiento planeado de plantas, los niveles bajos de presas y las olas de calor tensionan todos la capacidad disponible en el mismo periodo. Ninguno de estos por sí solo sería una crisis. Juntos, sobre una red con redundancia limitada en sus conexiones de circuito, sí lo son. El punto de redundancia viene de la firma de análisis de riesgo Admonitor Energy Analytics, citada en el mismo reportaje.

Una encuesta de BBVA Research a los socios de la Asociación Mexicana de Parques Industriales Privados, levantada en marzo de 2023, encontró que el 91% de los parques encuestados reportó problemas con su suministro eléctrico. El riesgo de apagón no es un escenario de cola para el cual planear. Es una casi certeza que todo operador industrial ya está viviendo.

Lo que realmente cuesta un apagón

Haga la aritmética que un gerente de planta realmente necesita. Una instalación con 120 kW de carga crítica que pierde energía durante dos horas necesita aproximadamente 267 kWh de energía de respaldo para sobrellevar el apagón y cubrir el reinicio, con una eficiencia del sistema de 90%. La fórmula estándar es carga crítica en kilowatts multiplicada por la autonomía requerida en horas, dividida entre la eficiencia del sistema, tal como se plantea en la guía de la industria sobre el dimensionamiento del riesgo de apagón publicada en junio de 2026. Es una cifra modesta para que la cubra un BESS moderno. La cifra más difícil de modelar es lo que cuestan dos horas sin protección en producto desechado, fechas de embarque perdidas y pérdidas de reinicio. Las cifras de Jalisco y San Luis Potosí de arriba son las referencias públicas más cercanas a lo que eso representa en una operación industrial mediana.

Dimensionar el respaldo con base en la carga total conectada en lugar de la carga crítica es lo que convierte un requerimiento de 267 kWh en una cotización varias veces ese tamaño. Hable con un asesor.

El valor recurrente, ajeno al apagón, del mismo sistema de baterías es donde el caso de inversión se vuelve más fácil de defender. Eso importa para un comité de finanzas que todavía no ha visto un mal apagón en su propia línea. El modelo publicado de Mexico Energy Partners para una batería de 2 MW y 4 MWh con un costo instalado de 25 millones de pesos reduce los cargos por demanda en 20%, ahorra cerca de 3 millones de pesos al año y da un periodo de retorno simple de 8.3 años antes de los efectos fiscales, de financiamiento, de degradación y de mantenimiento. Los rangos de retorno de 5 a 10 años circulan para el almacenamiento industrial en México, y solo se sostienen con una tarifa, una participación de la demanda y un costo instalado declarados. Un generador de respaldo no gana nada en ninguno de esos años. Esa es la ventaja estructural frente al diésel. El mismo activo de capital gana dinero un martes normal y sigue protegiendo la línea el día en que falla la red.

Por qué el almacenamiento supera a un generador diésel

Dos fabricantes mexicanos muestran el rango de formas en que se usan el almacenamiento y la generación en sitio para gestionar esta exposición. Ninguna de las dos empresas enmarca su proyecto como una compra de respaldo. DeAcero, la siderúrgica, firmó en marzo de 2017 un contrato de compraventa de energía a 20 años con IEnova por la producción de la planta solar Pima, de 110 MW, en Caborca, Sonora, una inversión de 115 millones de dólares de IEnova que, según se reportó, cubre aproximadamente el 20% del requerimiento de energía de DeAcero. Grupo Bimbo compra la producción del parque eólico Piedra Larga, de 90 MW, en Oaxaca, bajo un contrato de largo plazo firmado en 2012, más 3.7 MW de solar fotovoltaico en azotea en 33 sitios de la primera fase de su programa de techos solares de 2018. Ambos son compromisos de gran escala y horizonte largo construidos alrededor de la economía energética diaria. La resiliencia es un subproducto.

Ese enfoque importa para cómo debería construir una planta su propio caso de negocio. Una propuesta de BESS presentada puramente como seguro contra la próxima emergencia compite por presupuesto con cualquier otra solicitud de mitigación de riesgo que ve un comité de finanzas, la mayoría de las cuales no se pagan solas. Presente el mismo sistema como un activo de gestión de cargo por demanda y optimización tarifaria que también sobrelleva un apagón, y compite como un proyecto de capital con un retorno de 5 a 10 años con insumos mexicanos publicados. Esa es una conversación mucho más fácil de ganar.

El tratamiento fiscal es un argumento para actuar ahora. El decreto del Plan México publicado en el Diario Oficial el 21 de enero de 2025 permite una deducción inmediata sobre activos fijos nuevos adquiridos hasta el 30 de septiembre de 2030, a tasas que dependen de la industria: 56% en 2025 y 2026 y 49% de 2027 a 2030 para maquinaria de generación y distribución de electricidad, y 67% y luego 62% para fabricantes de alimentos y bebidas o de autopartes, por ejemplo. Por separado, el artículo 34 de la Ley del Impuesto sobre la Renta ya permite una deducción de 100% para equipo de generación renovable y de cogeneración eficiente. Para una planta que puede usar la deducción contra el ingreso del año en curso, eso acorta aún más el retorno efectivo.

Lo que el almacenamiento no puede resolver

La duración es el límite. Un sistema de baterías dimensionado para un apagón de dos o cuatro horas no hace nada por un evento de varios días, y la crisis de febrero de 2021 y algunas de las interrupciones de 2024 duraron más que eso. Una planta en una región con redundancia de red realmente deficiente no debería tratar el almacenamiento por sí solo como protección suficiente contra el peor caso. La transmisión limitada por importación de la Península de Yucatán y el sistema aislado de Baja California son los ejemplos más claros. El respaldo diésel o de gas natural todavía tiene un papel para el riesgo de cola que la duración del almacenamiento no puede cubrir de forma económica. El sistema correcto es, con mucha frecuencia, un híbrido.

También hay un riesgo real en sobredimensionar el sistema para el caso de emergencia. Una batería comprada principalmente para protección contra apagones de cuatro horas que una planta experimenta dos veces al año quedará subutilizada los otros 363 días. Eso erosiona la economía de retorno que hace del almacenamiento una mejor respuesta que el diésel en primer lugar. Dimensione el sistema primero a partir del valor diario de gestión de cargo por demanda y optimización tarifaria, con la cobertura de apagones añadida como una restricción de diseño secundaria.

Cómo dimensionar la batería

Cuantifique primero su carga crítica, no su carga total conectada. Identifique los sistemas que deben sobrellevar un apagón: refrigeración, líneas de proceso continuo, sistemas de control. Dimensione la energía de respaldo con base en esa cifra usando la fórmula de carga por horas dividida entre eficiencia. La capacidad total de la planta infla el tamaño del sistema y el precio sin necesidad. Bajo las disposiciones de almacenamiento de la Comisión Nacional de Energía publicadas en el Diario Oficial el 16 de abril de 2026, una batería detrás del medidor en un centro de carga no necesita permiso de almacenamiento siempre que su potencia no exceda la demanda del centro y no exporte energía.

Modele el valor diario antes que el valor de emergencia. Pida a cualquier propuesta de almacenamiento que cuantifique la reducción de cargo por demanda y el ahorro por desplazamiento tarifario por sí solos, independientes de la protección contra apagones. Confirme que esa cifra por sí sola produce un retorno dentro del rango de 5 a 10 años que ha documentado Mexico Energy Partners, con la tarifa, la participación de la demanda y el costo instalado declarados, antes de acreditar cualquier beneficio de resiliencia encima de ella.

Ajuste la duración de su respaldo a su riesgo regional real. Una planta en la Península de Yucatán o en Baja California, ambas señaladas como estructuralmente más expuestas, debería planear una cobertura de duración más larga o un sistema híbrido, a diferencia de una planta en un nodo bien interconectado del centro de México.

Aproveche el periodo de depreciación acelerada mientras esté vigente. Las tasas del decreto bajan después del 31 de diciembre de 2026, de 56% a 49% para maquinaria eléctrica, por ejemplo, por lo que un proyecto retrasado hasta 2027 captura una deducción menor que el mismo proyecto aprobado este año.

Fuentes

• Apagón del 19 de junio de 2026 a las 16:43 horas tras la salida de operación de dos plantas privadas de las regiones Sureste y Peninsular, 170 MW de carga y 119,323 usuarios en Yucatán, Campeche, Quintana Roo y Tabasco. Comunicado de CFE, según lo reportó MVS Noticias, "CFE: apagón en el sureste afecta a más de 119 mil usuarios," 19 de junio de 2026.
• Apagón del 31 de agosto de 2026: 745,533 usuarios (Yucatán 430,840; Quintana Roo 278,969; Chiapas 18,186; Campeche 17,538), casi siete horas, dos líneas de alta tensión fuera de operación, atribuido por CFE a vandalismo; cinco apagones masivos en la Península en 18 meses. Por Esto, "Cinco apagones masivos en año y medio acumulan más de 3 millones de afectaciones en la Península de Yucatán," 2 de septiembre de 2026.
• Restricciones de transmisión de la Península de Yucatán, la red aislada de Baja California, y comentarios de Eleazar Castro, de Elevation Ideas, y de Admonitor Energy Analytics sobre la convergencia de presiones de demanda, sequía y mantenimiento y sobre la redundancia limitada de circuitos. Expansión, "¿Apagones o interrupciones en el servicio? Las razones que dejan sin luz a los mexicanos," 6 de julio de 2026.
• Declaración de la presidenta Claudia Sheinbaum del 24 de junio de 2026 que distingue las interrupciones de servicio causadas por fallas de distribución de los faltantes de generación. Versión estenográfica, conferencia de prensa de la Presidenta, 24 de junio de 2026, gob.mx/presidencia.
• Apagones de febrero de 2021: 2,700 millones de dólares de producción perdida en dos días y alrededor de 200 millones de dólares por hora en las plantas de los agremiados de INDEX. Luis Manuel Hernández, presidente de INDEX, según lo reportaron Expansión, 16 de febrero de 2021, y La Razón, 17 de febrero de 2021.
• Estado operativo de emergencia de mayo de 2024 con reservas por debajo de 3% frente al requisito de 6%. Forbes México, "Sector eléctrico mexicano con bajo margen para operar," 16 de mayo de 2024.
• Pérdidas industriales de Jalisco de 200 a 250 millones de pesos (12 a 15 millones de dólares) por los apagones de mayo de 2024, Consejo de Cámaras Industriales de Jalisco, y pérdidas del sector alimentario de hasta 20 millones de pesos por empresa, Cámara de la Industria Alimenticia de Jalisco. Mexico Business News, 31 de mayo de 2024, y El Economista, 30 de mayo de 2024.
• Productor de zinc en San Luis Potosí que perdió el suministro con el horno cargado, Consejo Coordinador Empresarial. El CEO, "Empresarios y especialistas advierten más apagones para el verano," 27 de mayo de 2024.
• Crecimiento de la demanda eléctrica nacional de 3.4% (2022) y 3.5% (2023) frente a una expansión de la red de transmisión de 0.09% y 0.10%, e inversión en transmisión en 2023 de 21.7% de la estimación de planeación de la propia CFE. Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), "Sin transmisión eléctrica no será posible acelerar la transición energética," 19 de septiembre de 2024.
• Generación hidroeléctrica con una caída cercana a 40% en 2023 y niveles de las presas El Novillo (11.2%) y Huites (16.4%) en mayo de 2024. Excélsior, "Hidroeléctricas se suman a crisis energética," 11 de mayo de 2024, con datos de CONAGUA.
• 91% de los parques industriales encuestados con problemas de suministro eléctrico. Encuesta de BBVA Research y AMPIP a socios, marzo de 2023, según lo reportó Cluster Industrial, 25 de julio de 2023.
• Metodología de dimensionamiento de energía de respaldo, carga crítica en kW multiplicada por la autonomía requerida en horas dividida entre la eficiencia del sistema, con un ejemplo trabajado de 120 kW, dos horas, eficiencia de 90%, 266.67 kWh. Ingeniería Real, "Apagones CFE 2026: impacto por sector y cómo proteger tu operación industrial," 30 de junio de 2026.
• Batería modelada de 2 MW y 4 MWh con 25 millones de pesos de costo instalado, reducción de 20% en cargos por demanda, 3 millones de pesos al año de ahorro, retorno simple de 8.3 años y el rango de 5 a 10 años que circula en México. Mexico Energy Partners, "When battery storage pays for a Mexican industrial plant," 15 de marzo de 2025.
• Contrato a 20 años de DeAcero con IEnova por la planta solar Pima de 110 MW en Caborca, Sonora, una inversión de 115 millones de dólares. Conferencia de resultados del primer trimestre de 2017 de IEnova, y PV Tech, 28 de marzo de 2017.
• Parque eólico Piedra Larga de Grupo Bimbo, 90 MW, 45 aerogeneradores de 2 MW. Comunicado de prensa de Grupo Bimbo, 30 de octubre de 2012. Primera fase de Bimbo Solar, 33 sistemas en azotea con 3.7 MW en total. Forbes México, 1 de febrero de 2018.
• Tasas de deducción inmediata por actividad, 2025 a 2026 y 2027 a 2030, para activos fijos nuevos adquiridos hasta el 30 de septiembre de 2030. Decreto por el que se otorgan estímulos fiscales para apoyar la estrategia nacional denominada Plan México, Diario Oficial de la Federación, 21 de enero de 2025. Ley del Impuesto sobre la Renta, artículo 34, fracción XIII, deducción de 100% para equipo de generación renovable y cogeneración eficiente.
• Disposiciones de almacenamiento: Disposiciones Administrativas de Carácter General para la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional, Comisión Nacional de Energía, Diario Oficial de la Federación, 16 de abril de 2026.