Energía solar en sitio para proveedores automotrices y aeroespaciales

Cada kilowatt-hora que una planta envía a la red en lugar de consumirlo pierde cerca de dos terceras partes de su valor. Ese solo número decide si un arreglo solar en sitio en una planta de estampado automotriz o maquinado aeroespacial se paga en cinco años o en once, y es el número que las propuestas de los desarrolladores esconden más a fondo.

El recibo contra el que compite es lo bastante grande para justificar el cuidado. Una planta de 2 MW en la tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH) de CFE paga aproximadamente 475 MXN por kW-mes en cargos combinados de capacidad y distribución en la zona de Aguascalientes a julio de 2026. Al tipo de cambio de referencia del DOF de 17.39 MXN por USD del 16 de julio de 2026, eso equivale a cerca de USD 27 por kW-mes. Son casi USD 55,000 al mes, o USD 655,000 al año, antes de facturar un solo kilowatt-hora de energía. Sume la energía entregada y el recibo completo corre entre USD 1.7 y 1.9 millones al año para una planta que consume de 12 a 15 GWh (tarifario de CFE, julio de 2026).

La solar detrás del medidor es la palanca más directa que un proveedor controla sobre ese recibo. No requiere una migración a Usuario Calificado, una renegociación con CFE ni una ampliación de red. Lo que sí requiere es un dimensionamiento correcto, porque tanto las reglas como la tarifa castigan a la planta que construye solar para vender en lugar de para autoconsumir.

La afirmación es acotada y la aritmética la respalda. Para una carga industrial en GDMTH, la solar en sitio gana su retorno al desplazar el consumo de energía diurno en las tarifas intermedia y base, y, en plantas con turno diurno, al recortar la demanda facturada. No gana retorno exportando excedentes. Cada kilowatt-hora que una planta envía a la red en lugar de consumirlo pierde cerca de dos terceras partes de su valor. Dimensione el arreglo a lo que la planta usa mientras hay sol y el retorno cae en el rango de cuatro a seis años. Sobredimensiónelo para exportar y el retorno se desliza más allá del punto en que el consejo lo aprobará.

Las reglas que limitan el tamaño del arreglo

La generación distribuida en México opera bajo tres esquemas de interconexión de la CRE establecidos en las Disposiciones administrativas de carácter general publicadas en el DOF el 7 de marzo de 2017: medición neta, facturación neta y venta total. Los tres cargan el mismo techo. El arreglo debe ubicarse por debajo de 0.5 MW (500 kWp) de capacidad para calificar para el contrato de interconexión simplificado de generación distribuida. La medición neta, donde los excedentes se convierten en créditos de kWh netos contra el consumo y se acumulan hasta doce meses antes de cualquier liquidación al precio marginal local, cubre cerca del 98.8% de los sistemas de generación distribuida instalados en México a cierre de 2025 (datos de generación distribuida de la CRE).

Por encima de ese techo, la planta sale por completo del régimen de generación distribuida. Conforme a la Ley del Sector Eléctrico publicada en el DOF el 18 de marzo de 2025, con su Reglamento vigente desde el 4 de octubre de 2025, el umbral del permiso de generación para autoabasto subió de 0.5 MW a 0.7 MW. El autoabasto interconectado de 0.7 a 20 MW opera mediante un permiso simplificado, y cualquier excedente solo puede venderse a CFE, no al mercado mayorista. La antigua estructura legada de autoabasto está cerrada a nuevos participantes.

Para una planta de 2 MW esto importa de inmediato. Un arreglo lo bastante grande para cubrir una parte significativa de la carga diurna, digamos de 0.8 a 1.5 MW, no puede usar medición neta. Cae en la ruta de autoabasto permitido. La planta que quiere la sencillez administrativa de la medición neta tiene que limitar el arreglo a 500 kWp y aceptar que la solar compensará una fracción menor del consumo. La planta que quiere cubrir más carga asume un permiso de generación. Es una decisión de diseño con un costo de cumplimiento asociado, y conviene tomarla antes de la cotización del EPC, no después.

Qué compensa la solar en un recibo GDMTH

Empiece por el cargo de energía, porque ahí está el ahorro confiable. La energía GDMTH en la zona de Aguascalientes corre en 1.0228 MXN/kWh en base, 1.8107 en intermedia y 2.0620 en punta en julio de 2026 (tarifario de CFE). Punta equivale a cerca de USD 0.12/kWh. La solar produce de media mañana a media tarde, lo que en la mayoría de las divisiones de CFE se traslapa con el periodo intermedio y los bordes de base, mientras que el periodo punta cae por la noche, ya sin sol. Un arreglo detrás del medidor, por tanto, desplaza sobre todo energía intermedia a cerca de 1.81 MXN/kWh, USD 0.104, con algo de base en los extremos. Llame al valor desplazado combinado cerca de USD 0.09 a 0.10 por kWh.

Ahora el cargo por demanda, y aquí la honestidad importa más que el optimismo. El cargo de 475 MXN por kW-mes se cobra sobre la demanda máxima medida en cada periodo tarifario. La solar reduce ese cargo solo cuando baja de manera confiable el pico coincidente de la planta. Una planta continua 24/7 fija su pico facturado de madrugada o por la noche, cuando la solar no aporta nada, así que el alivio en el cargo por demanda es cercano a cero. Una planta de un solo turno diurno cuyo pico cae al mediodía sí puede recortar kW reales, pero una nube pasajera en el intervalo de medición de quince minutos puede regresar ese pico al nivel de red y borrar el crédito. La capacidad firme que un arreglo solar gana contra el cargo por demanda es pequeña salvo que se combine con almacenamiento. Ese es el centro del caso. La solar en sitio sin batería es una jugada de energía, no de demanda, para la mayoría de las cargas industriales.

El lado de la exportación es donde el valor se derrumba. El excedente enviado a la red se compensa al precio marginal local. El promedio del mercado del día en adelantado de CENACE fue 586.20 MXN/MWh, cerca de USD 33.7/MWh o USD 0.034/kWh, en la semana del 2 al 8 de noviembre de 2025 (reporte semanal de CENACE). Un kilowatt-hora autoconsumido vale cerca de USD 0.098. El mismo kilowatt-hora exportado vale cerca de USD 0.034. La planta cede cerca de dos terceras partes del valor en el momento en que la producción supera la carga.

La aritmética del retorno

Tome un arreglo de 1 MW DC detrás del medidor de la planta de referencia de 2 MW. El norte de México tiene uno de los mejores recursos solares del mundo. Global Solar Atlas (Grupo del Banco Mundial y Solargis) coloca la producción de largo plazo en los estados del norte cerca de la parte alta del rango de México, donde más del 70% del país supera 4.5 kWh/m2/día de insolación. Eso sustenta un rendimiento específico cercano a 1,900 kWh por kWp al año y un factor de planta con inclinación fija de alrededor de 21% a 23% a nuestro juicio, con seguimiento a un eje más alto. La subasta de largo plazo de CENACE de 2016 adjudicó cerca de 1,860 MW de solar con una entrega esperada de aproximadamente 4 TWh al año, un factor de planta implícito cercano a 24% (resultados de la subasta de CENACE 2016). Un arreglo de 1 MW a 1,900 kWh/kWp genera, por tanto, cerca de 1,900 MWh al año.

El costo instalado es el otro insumo. El costo total instalado promedio ponderado global de IRENA para solar de escala de servicio público fue de USD 691 por kW en 2024, 11% menos que el año anterior (IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024, julio de 2025). Los sistemas comerciales e industriales detrás del medidor cotizan por encima de la escala de servicio público por el menor tamaño, la instalación en techo o en terreno restringido, y la ingeniería de interconexión. A nuestro juicio, un arreglo C&I mexicano se instala en aproximadamente USD 0.75 a 1.00 por watt en 2025, así que un sistema de 1 MW corre entre USD 750,000 y 1,000,000. La tabla siguiente mantiene el capex en USD 0.90/W y varía la proporción de autoconsumo, que es la variable que en realidad mueve el retorno.

Proporción de autoconsumo	Energía autoconsumida (MWh/año)	Valor de la energía autoconsumida (USD/año, a 0.098/kWh)	Excedente exportado (MWh/año)	Valor de exportación (USD/año, a PML 0.034/kWh)	Beneficio anual total (USD/año)	Retorno simple (años)
100%	1,900	185,800	0	0	185,800	4.8
90%	1,710	167,200	190	6,400	173,600	5.2
75%	1,425	139,400	475	16,000	155,400	5.8
60%	1,140	111,500	760	25,600	137,100	6.6

Retorno sobre un arreglo de 1 MW DC, generación de 1,900 MWh/año, USD 900,000 instalados. Excluye ahorros de cargo por demanda, así que una planta con turno diurno que recorte kW facturados superaría estas cifras. Anclado en las tarifas de energía GDMTH de CFE de julio 2026 y el PML de CENACE de noviembre 2025.

De esa tabla salen dos lecturas. Primero, con autoconsumo alto el arreglo se paga en menos de cinco años y devuelve cerca de 20% al año en costo evitado de ahí en adelante, contra una vida útil de 25 años del panel. Segundo, el retorno se alarga casi dos años conforme el autoconsumo cae de 100% a 60%, porque los kilowatts-hora exportados cobran una tercera parte de su valor dentro de la planta. La única palanca de diseño que importa es hacer coincidir el tamaño del arreglo con la carga diurna que la planta consume de manera confiable.

La brecha entre las filas de 100% y 60% de esa tabla es de casi dos años de retorno, y doce meses de datos de intervalo del medidor GDMTH son lo que le dice en qué fila está su planta. Hable con un asesor.

Ser propietario frente a un PPA en sitio

Predominan dos estructuras contractuales, y la elección es una decisión de balance general, no de ingeniería.

El capex propio captura todo el flujo de costo evitado y la depreciación acelerada disponible para activos de energía renovable bajo la ley fiscal mexicana. La planta carga el capex, el riesgo de desempeño y el O&M. Para un proveedor con el efectivo y el apetito fiscal, una tasa interna de retorno no apalancada de entre 15% y 22% se sigue directamente de un retorno de cuatro a seis años sobre un activo de vida larga.

Un contrato de compraventa de energía en sitio, un PPA, donde un tercero es propietario y opera el arreglo en el techo o el terreno de la planta y vende la producción a una tarifa contratada en USD por kWh, saca el capex del balance de la planta y transfiere el riesgo de desempeño al desarrollador. A cambio, la planta cede margen. La tarifa del desarrollador tiene que cubrir su propio costo de capital, así que se ubica por encima del costo evitado de la planta pero por debajo de la tarifa de CFE que desplaza. El marco para el director de finanzas es el diferencial. Si la energía intermedia de CFE es USD 0.10/kWh y un PPA en sitio se cierra en USD 0.06 a 0.075/kWh, la planta se queda con la diferencia sin capital en riesgo y sin obligación de operación. La brecha entre esa tarifa de PPA y los cerca de USD 0.03/kWh que la misma solar ganaría como exportación a la red es exactamente la razón por la que los desarrolladores construyen detrás del medidor y contratan para autoconsumo.

Medición neta, facturación neta y venta total, lado a lado

Esquema	Techo de capacidad	Cómo se trata el excedente	Mejor ajuste
Medición neta	0.5 MW (500 kWp)	Los excedentes se convierten en créditos de kWh netos contra el consumo, acumulados hasta 12 meses, saldo no usado pagado al PML	Arreglos pequeños dimensionados por debajo de 500 kWp para máximo autoconsumo
Facturación neta	0.5 MW (500 kWp)	Los excedentes se pagan en efectivo al PML, el consumo se factura a tarifa plena, dos medidores	Arreglos donde algo de exportación es inevitable
Venta total	0.5 MW (500 kWp)	Toda la producción se vende al PML	Antieconómico para una planta que se autoconsume
Autoabasto permitido (LSE 2025)	0.7 a 20 MW	Autoconsumo detrás del medidor, excedente vendible solo a CFE	Arreglos por encima de 500 kWp en plantas más grandes

Fuentes: DACG de generación distribuida de la CRE, DOF 7 de marzo de 2017. Ley del Sector Eléctrico, DOF 18 de marzo de 2025 y Reglamento vigente desde el 4 de octubre de 2025. La banda estrecha de 0.5 a 0.7 MW se ubica entre el techo de generación distribuida y el umbral del permiso de autoabasto. Las reglas publicadas no resuelven esa banda con claridad, así que conviene confirmar el tratamiento caso por caso con la CRE y la CNE.

El riesgo: qué puede alargar el retorno

Tres cosas podrían hacer que esta lectura resulte equivocada para una planta en particular.

La primera es un cambio tarifario. Todo el caso descansa en la brecha entre la tarifa de energía de CFE que la planta evita y el PML que la planta gana al exportar. CFE reajusta GDMTH cada mes y las tarifas varían por división, así que una división con energía intermedia más baja estrecha el valor del costo evitado y alarga el retorno. Conviene correr la tabla con las tarifas de la propia división de la planta, no con la referencia de Aguascalientes.

La segunda es el perfil de carga. Una planta que corre tres turnos y extrae potencia constante durante la noche autoconsume una fracción menor de la solar de mediodía que la que asume el modelo, lo que la empuja hacia abajo en la tabla de retorno, hacia la fila del 60%. Los datos medidos de intervalo, no la carga de placa, dicen la verdad aquí. Extraiga un año de esos datos antes de dimensionar.

La tercera es el riesgo de red y política que corta en sentido contrario, a favor de la planta. CENACE declaró dos estados de emergencia el 18 de febrero de 2026, con reservas operativas por debajo del 3% frente al 6% necesario, y 21 estados vieron interrumpido el suministro (Mexico News Daily, 20 de febrero de 2026, citando a CENACE). El pico del verano de 2026 se pronosticó cerca de 54,000 MW con un margen de reserva en el peor escenario de alrededor de 7% (CENACE, reportado el 16 de abril de 2026). La solar en sitio no aporta nada a la confiabilidad por la noche, que es cuando ocurren esas emergencias. El almacenamiento sí, y una red que se tensa refuerza el caso para una batería que el retorno de solo energía descrito arriba no captura.

Cómo dimensionar y estructurar la compra

Extraiga doce meses de datos de intervalo de demanda y energía del medidor GDMTH y superponga la carga horaria de la planta contra una curva de producción solar del norte de México. El área de traslape es el autoconsumo que el arreglo puede capturar, y fija el tamaño económico máximo. Haga esto antes de cualquier cotización de EPC.

Decida el régimen de manera deliberada. Si el análisis muestra un dimensionamiento económico en 500 kWp o por debajo, quédese en medición neta y mantenga simple la ruta administrativa. Si la carga diurna justifica más, presupueste un arreglo de autoabasto permitido entre 0.7 y 20 MW bajo la LSE y precifique el permiso y la ingeniería de interconexión dentro del capex desde el inicio.

Elija la estructura del contrato contra el balance general. Un proveedor con capital y apetito fiscal es propietario del arreglo y captura todo el flujo de costo evitado con un retorno de cuatro a seis años. Un proveedor que protege capital firma un PPA en sitio y se queda con el diferencial entre la tarifa del desarrollador y la tarifa de CFE sin capex.

Dimensione para autoconsumo, no para exportación, y trate cualquier excedente como merma que vale una tercera parte de su valor dentro de la planta y no como una línea de ingreso. Para una planta con turno diurno, cuantifique el recorte del cargo por demanda por separado, porque puede llevar el retorno por debajo de cuatro años y es la única parte del caso que una planta continua no puede reclamar. Si la planta está en una división expuesta al aprieto de margen de reserva que CENACE señaló para 2026, precifique un tramo de almacenamiento mientras el arreglo está en ingeniería, no como una adaptación después de la siguiente emergencia.

Fuentes

• CFE, tarifario Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH), zona Aguascalientes, julio de 2026.
• Tipo de cambio de referencia del DOF (Banxico), 17.39 MXN por USD, 16 de julio de 2026.
• CENACE, reporte semanal del mercado mayorista (MEM), semana del 2 al 8 de noviembre de 2025, precio marginal local promedio del mercado del día en adelantado de 586.20 MXN/MWh.
• CRE, Disposiciones administrativas de carácter general, modelos de contrato y metodología de contraprestación para generación distribuida, DOF 7 de marzo de 2017 (medición neta, facturación neta, venta total, techo de 0.5 MW).
• Ley del Sector Eléctrico, DOF 18 de marzo de 2025, y su Reglamento vigente desde el 4 de octubre de 2025 (umbral del permiso de autoabasto de 0.7 MW, autoabasto interconectado de 0.7 a 20 MW, excedente vendible solo a CFE).
• IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024, julio de 2025 (costo total instalado promedio ponderado global de PV a escala de servicio público de USD 691/kW).
• Global Solar Atlas (Grupo del Banco Mundial y Solargis), recurso solar y potencial fotovoltaico de México (insolación del norte de México por encima de 4.5 kWh/m2/día en más del 70% del país).
• CENACE, resultados de la primera subasta de largo plazo, 2016 (aproximadamente 1,860 MW de solar adjudicados, producción esperada cercana a 4 TWh/año).
• Nota de emergencia de red de CENACE, Mexico News Daily, 20 de febrero de 2026 (estados de emergencia del 18 de febrero de 2026). Panorama de margen de reserva de verano 2026 de CENACE, reportado el 16 de abril de 2026.