Lo que las fallas de la red eléctrica en México les cuestan a las plantas y cómo reducir el riesgo

El 7 de mayo de 2024 el Centro Nacional de Control de Energía declaró dos veces en una misma tarde el Estado Operativo de Emergencia, cortó hasta 2,610 MW de carga y reconectó a los usuarios a lo largo de las tres horas siguientes. La demanda máxima de ese día llegó a 48,472 MW frente a una generación neta de 48,403 MW. Ese es el perfil de un sistema que opera sin margen, y es el entorno en el que hoy presupuesta cualquier planta industrial en México.

La exposición no se limita a los días de emergencia. La AMPIP, la asociación de parques industriales privados, encontró que 91% de los parques industriales mexicanos tuvieron fallas en el suministro eléctrico durante 2023. Para un director de planta la pregunta ya no es si habrá interrupciones. Es si el costo de absorberlas supera el costo de un sistema de solar en sitio con baterías que sostenga la carga crítica mientras duran.

Este artículo expone por qué falla la red eléctrica y qué miden en realidad las cifras de pérdidas publicadas. Después muestra cómo calcular el costo anual de interrupciones de su propio sitio y qué cambiaron las leyes eléctricas de marzo de 2025 para la generación y el almacenamiento detrás de su medidor.

Por qué se va la luz

Subinversión en transmisión

La Red Nacional de Transmisión no ha crecido al ritmo de la carga que atiende. El IMCO, en su estudio de septiembre de 2024 sobre la saturación de las redes eléctricas, reportó que la demanda nacional de electricidad subió 3.4% en 2022 y 3.5% en 2023. El crecimiento de la red de transmisión en esos mismos años fue de 0.09% y 0.10%. Para 2023, el IMCO ubicó la inversión ejercida por CFE en 21.7% de lo que el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional identificó como necesario.

Esos cuatro números son la cadena causal. La carga creció alrededor de treinta veces más rápido que las líneas. La capacidad construida en regiones con abundante generación no siempre alcanza los corredores industriales que la necesitan, de modo que el CENACE recorta generación e interrumpe carga para sostener el sistema. Nuestro artículo anterior sobre la infraestructura de transmisión y distribución en México explica cómo se planea y se financia la red.

Qué lleva al sistema a la emergencia

Tres presiones actúan sobre las mismas horas de la tarde. El calor lleva a máximos la demanda de aire acondicionado y de enfriamiento industrial. Las centrales térmicas de mayor antigüedad, incluidas las unidades de ciclo combinado de Altamira y Villa de Reyes, salen de línea sin aviso. Y la generación hidroeléctrica ha caído con la sequía. Excélsior reportó el 11 de mayo de 2024 que El Novillo, en Sonora, estaba en 11.2% de su capacidad y Huites, en Sinaloa, en 16.4%, frente a un mínimo de operación cercano a 25%. El mismo reporte atribuyó a la Agencia Internacional de Energía una caída anual de 40% en la generación hidroeléctrica mexicana durante 2023.

Cuando el margen de reserva operativa cae por debajo del umbral de 6% para una operación estable, el CENACE pasa a alerta y después a emergencia, y corta carga. El 7 de mayo de 2024 la reserva cayó por debajo de 3%.

Cuánto cuestan las interrupciones y qué miden las cifras publicadas

Las cifras que existen

En el mercado mexicano circulan tres cifras. Cada una es real, y cada una mide algo más acotado que aquello para lo que suele citarse.

Las cámaras de Jalisco también reportaron interrupciones de 3 a 4 veces al mes, con duraciones de un minuto a tres horas, en los corredores industriales de Guadalajara. Esa frecuencia, y no la cifra agregada del encabezado, es lo que un sitio debe tomar como base para planear.

Cómo obtener su propia cifra

Los agregados nacionales no se pueden llevar a una solicitud de inversión. Una cifra del sitio sí. La aritmética es corta.

Empiece por las horas perdidas. Multiplique los eventos de interrupción al año por la duración promedio y sume después el tiempo de rearranque que su línea realmente necesita, que suele ser más largo que la interrupción. Multiplique el total por el margen bruto por hora de producción, no por los ingresos. Sume luego el producto en proceso desechado, el tiempo extra para recuperar el programa y cualquier cargo contractual por paro de línea previsto en sus contratos con clientes.

Una ilustración, no una afirmación. Una planta que registra 8 interrupciones al año con duración promedio de 90 minutos, y 60 minutos de rearranque cada vez, pierde 20 horas de producción. Con un margen bruto de USD 20,000 por hora de producción eso da USD 400,000 al año antes de desperdicio y tiempo extra. Haga el mismo cálculo con sus propios tres números y tendrá la cifra que un proyecto de baterías tiene que superar.

Costos que nunca llegan al reporte de producción

Los huecos de tensión, las sobretensiones y los micro-cortes dañan la robótica, los controles CNC y los PLC de forma acumulada y no de una sola vez, por lo que la falla aparece meses después como el reemplazo de un componente y no como un costo de interrupción. La corriente de arranque en el rearranque se suma a ello, y para eso existen la secuenciación escalonada del rearranque y los arrancadores suaves. Cubrimos el lado de la medición en nuestro artículo sobre cómo los eventos de calidad de la energía dañan el equipo industrial.

Las industrias de proceso pierden el lote, no solo la hora. En plásticos y vidrio el material se solidifica donde no debe y hay que limpiar la línea antes de rearrancarla. En alimentos y bebidas, las desviaciones de la cadena de frío se convierten en producto desechado y en costo de diésel. Los incumplimientos de entrega bajo contratos de suministro justo a tiempo conllevan cargos por paro de línea cuyos términos son confidenciales en lo comercial, así que revise su propio contrato y no un promedio publicado.

También hay una dimensión de seguridad. Las plantas donde la temperatura interior rebasa los 45 grados Celsius, o 113 grados Fahrenheit, sin ventilación no son una nota al pie de recursos humanos. Son un riesgo de paro por sí mismas.

Solar en sitio

El caso financiero y las condiciones que lo acompañan

La generación en sitio desplaza compras a la red eléctrica en el punto de consumo. Qué parte del recibo alcanza a cubrir depende de una sola proporción que varía por planta: la parte del consumo que cae en horas de luz. Una planta de tres turnos y una de un solo turno con azoteas idénticas obtienen resultados muy distintos, así que pida la cifra calculada contra su curva de carga medida y no un rango porcentual.

Hay dos estructuras disponibles. Comprar el sistema y tomar el tratamiento fiscal. O contratar la producción bajo un contrato de compraventa de energía a una tarifa fija por debajo de la tarifa de CFE sin desembolso de capital, caso en el cual el desarrollador es dueño del activo y se queda con la depreciación.

En materia fiscal, el decreto de estímulos fiscales publicado en el Diario Oficial de la Federación el 21 de enero de 2025 permite la deducción inmediata de la inversión en bienes nuevos de activo fijo. Cubre bienes adquiridos entre el 1 de enero de 2025 y el 30 de septiembre de 2030, con porcentajes fijados en el decreto por tipo de bien y sujetos a un plazo mínimo de conservación. Tome del decreto el porcentaje aplicable a su tipo de activo y no de una propuesta comercial.

La ruta de permisos después de marzo de 2025

La Ley del Sector Eléctrico se publicó en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025. Conforme a ella, la generación por debajo de 0.7 MW, es decir 700 kW, queda exenta y no requiere permiso, frente al umbral de 0.5 MW del régimen anterior. Las centrales de entre 0.7 MW y 20 MW construidas para el consumo propio del titular pueden obtener permiso mediante un procedimiento simplificado ante la Comisión Nacional de Energía, y el excedente podrá venderse a CFE, a discreción de CFE.

La lectura práctica para un gerente de planta. Dimensionar un sistema apenas por debajo de 0.7 MW elimina un paso de permisos y acorta el calendario. Dimensionarlo por encima sigue siendo viable, pero agrega una ruta regulatoria que hay que incorporar al programa de obra. Nuestro panorama de la ruta de generación distribuida para sitios industriales expone los pasos de interconexión.

Deacero en Sonora

Deacero contrató la totalidad de la producción de 110 MW de una planta solar en Caborca, Sonora, bajo un contrato de compraventa de energía a 20 años con IEnova, con una inversión reportada de USD 115 millones. MEXICONOW publicó los términos el 27 de marzo de 2017. Lo relevante para un fabricante mediano no es la escala. Es que una acerera fijó el precio de un bloque definido de su electricidad durante veinte años mientras las tarifas de la red se movían, y lo hizo con un contrato y no con capital.

Almacenamiento con baterías

El respaldo de energía y qué cubre exactamente

Una batería transfiere en milisegundos donde una planta de diésel tiene que arrancar, de modo que sostiene procesos que no soportan una pérdida momentánea. No sostiene la planta entera. Sostiene la carga que usted haya puesto en el bus protegido, durante la autonomía que haya pagado.

Especifíquela en consecuencia. Enumere las cargas críticas y la tolerancia a interrupciones de cada una, decida la duración de interrupción contra la que se está asegurando, y dimensione kW y kWh contra esa lista. El respaldo durante una falla de la red eléctrica requiere además un inversor con capacidad de operación en isla y un esquema de transferencia. Un sistema especificado solo para la gestión de la demanda no incluye ninguno de los dos. Todo lo que quede fuera del bus protegido se cae igual.

Reducción de demanda máxima con tarifas industriales de CFE

Las tarifas GDMTH, DIST y DIT de CFE facturan energía en kWh y demanda en kW, con la demanda determinada por el consumo más alto registrado en los periodos con precio. Descargar energía almacenada a lo largo de la ventana de punta baja la demanda que registra el medidor. Reduce el cargo por demanda. No lo elimina, porque el medidor sigue registrando un máximo.

El bloque de punta no es igual en todas partes. Varía por región tarifaria y entre las temporadas de verano e invierno, así que lea en el esquema de CFE el bloque correspondiente a la región y la temporada de su planta antes de definir una estrategia de despacho. Una batería despachada contra la ventana equivocada no genera nada.

El periodo de recuperación se desprende de tres variables: el cargo por demanda en pesos por kW de su región, el costo instalado de la batería por kWh y los ciclos al año que la estrategia realmente exige. Pida esos tres números por escrito. Una afirmación de recuperación sin ellos no es un modelo.

Qué hace la ley de marzo de 2025 por el almacenamiento

La Ley del Sector Eléctrico reconoce el almacenamiento como una actividad del sector y encarga a la Comisión Nacional de Energía definir cómo se integra al mercado y cómo se le paga por los servicios asociados. Un sistema de almacenamiento podrá ofrecer energía o un servicio, y no más de un tipo de servicio al mismo tiempo. Para una instalación detrás del medidor que atiende un centro de carga, las preguntas prácticas son la interconexión y el cumplimiento en materia de seguridad, incluida la certificación conforme a normas como UL 9540, y no un permiso de generación.

Solar y almacenamiento en conjunto

Cómo se comporta el sistema combinado

Durante las horas de luz el arreglo atiende a la planta y carga la batería. Por la tarde, y durante una falla de la red eléctrica, la batería descarga hacia la carga protegida. El resultado es una microrred cuyo valor proviene de dos líneas distintas, las compras de energía evitadas y los cargos por demanda evitados, más un valor de aseguramiento que solo se convierte en efectivo los días en que la red falla.

Modele las tres por separado. Sumarlas en una sola cifra de recuperación es la forma en que los proyectos se aprueban y luego rinden por debajo de lo previsto.

Grupo Bimbo

Grupo Bimbo ha seguido ambas rutas. Su parque eólico Piedra Larga tiene 45 aerogeneradores y 90 MW de capacidad instalada que abastecen las operaciones de la empresa en México. Su programa Bimbo Solar alcanzó 3.7 MW en 33 sistemas en azotea, en centros de distribución, sucursales y el corporativo, según el comunicado de la empresa del 1 de febrero de 2018. Las energías renovables contratadas fuera de sitio cubrieron el volumen. La generación en azotea cubrió los sitios donde el volumen era pequeño y había azotea disponible.

Comparación de las tres posiciones

Qué evaluar antes de la próxima temporada de estiaje

Los días de emergencia se concentran en los meses de calor, lo que significa que la ventana para especificar, contratar y poner en marcha se agota mucho antes. Tres pasos, en orden. Calcule el costo de interrupción del sitio con sus propias horas y su propio margen. Lea el bloque de punta de su región y revise qué parte de su consumo cae en horas de luz. Después pida precios de solar, de almacenamiento y de la combinación, y evalúelos frente a esos dos números y no frente a un agregado nacional.

Mexico Energy Partners realiza sin costo un estudio en sitio de calidad de la energía y continuidad operativa. Revisamos doce meses de recibos de CFE, el diagrama unifilar de la planta, la lista de cargas críticas con la tolerancia a interrupciones de cada una y su bitácora registrada de interrupciones y eventos de tensión. Devolvemos el costo anual de interrupciones de ese sitio, los kW y kWh que necesitaría una batería para sostener la carga crítica durante la duración que usted especifique, y el periodo de recuperación modelado con su propia tarifa y región. Usted aporta los doce recibos, el diagrama unifilar y la bitácora de interrupciones. Si los números lo justifican, sigue una visita al sitio.

Fuentes

• Excélsior, "Apagones hoy: Cenace anuncia que opera en estado de emergencia", 7 de mayo de 2024, para las declaratorias de emergencia, los 2,610 MW de carga cortada, la demanda máxima de 48,472 MW y la generación neta de 48,403 MW.
• AMPIP, "Los parques industriales como instrumento de desarrollo nacional: Retos en materia energética", reportado por Inmobiliare el 19 de junio de 2024, para el hallazgo de que 91% de los parques industriales tuvieron fallas de suministro eléctrico durante 2023.
• IMCO, "México ante la saturación de las redes eléctricas", 19 de septiembre de 2024, para el crecimiento de la demanda de 3.4 y 3.5%, el crecimiento de la transmisión de 0.09 y 0.10%, y la inversión de CFE en 21.7% del requerimiento del PRODESEN en 2023.
• Excélsior, reporte sobre la sequía y la capacidad hidroeléctrica, 11 de mayo de 2024, para los niveles de los embalses de El Novillo y Huites y la cifra de la Agencia Internacional de Energía de una caída de 40% en la generación hidroeléctrica en 2023.
• Forbes México, "Maquilas mexicanas pierden 200 mdd cada hora por apagón en norte del país", 16 de febrero de 2021, que cita a Index y a su presidente nacional Luis Manuel Hernández.
• Consejo de Cámaras Industriales de Jalisco y Cámara de la Industria Alimenticia de Jalisco, reportado el 30 de mayo de 2024, para pérdidas de MXN 200 millones a 250 millones, alrededor de USD 12 millones a 15 millones. El mismo reporte da pérdidas por empresa en el sector alimentario de hasta MXN 20 millones, alrededor de USD 1.2 millones.
• Ley del Sector Eléctrico, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025. Léase junto con el resumen de Norton Rose Fulbright, marzo de 2025, para la exención de 0.7 MW, la ruta de permiso simplificada y el tratamiento del almacenamiento.
• Decreto de estímulos fiscales, Diario Oficial de la Federación, 21 de enero de 2025, para la deducción inmediata de bienes nuevos de activo fijo adquiridos del 1 de enero de 2025 al 30 de septiembre de 2030.
• MEXICONOW, "IEnova builds US$115 million solar plant in Sonora to supply power for Deacero", 27 de marzo de 2017.
• Comunicado de prensa de Grupo Bimbo sobre Bimbo Solar, 1 de febrero de 2018, para los 3.7 MW en 33 sistemas en azotea y el parque eólico Piedra Larga de 90 MW.