La presente evaluación analiza, desde la perspectiva de CFE como propietario y operador, la conveniencia económica de instalar un sistema BESS/SAEE asociado a generación turbogas en el Área Metropolitana de Monterrey. El objetivo principal es sustituir total o parcialmente la generación de las unidades turbogas durante las horas de mayor valor económico mediante energía almacenada durante periodos de menor costo, sin pretender incrementar la capacidad del equipo asociado existente de la central.
Escenario económico de referencia (Monterrey): BESS de 26 MW / 52 MWh, equivalente a dos horas a plena potencia; utilización económica durante los 365 días del año; sustitución efectiva de generación turbogas durante 60 días por año; CAPEX preliminar de referencia de $125 millones MXN; vida de evaluación de 12 años, con capacidad remanente aproximada de 70% al final del periodo.
1. Configuración de referencia: 26 MW / 52 MWh
Se adopta como caso base una potencia de 26 MW, correspondiente al tamaño del bloque turbogas que se pretende sustituir, con una capacidad inicial de 52 MWh. Esta configuración permite entregar 26 MW durante dos horas.
| Concepto | Valor de referencia |
|---|---|
| Potencia BESS | 26 MW |
| Energía inicial | 52 MWh |
| Duración nominal | 2 horas |
| Operación económica | 365 días/año |
| Sustitución de turbogas — caso base | 60 días/año |
| CAPEX preliminar de referencia | $125 millones MXN |
| Horizonte de evaluación | 12 años |
| Capacidad remanente al año 12 | 70% de la capacidad inicial |
La alternativa de cuatro horas, 26 MW / 104 MWh, se considera una posible ampliación. Económicamente, debe justificarse por separado el costo incremental de los segundos 52 MWh, ya que las primeras dos horas concentran normalmente las oportunidades de mayor valor.
Asimismo, como variante de alta confiabilidad operativa, se analiza el sobredimensionamiento inicial en corriente directa (DC Overbuilding de ~62.4 MWh DC), el cual conserva idéntica la infraestructura de potencia de 26 MW (PCS, transformador e interconexión) y absorbe la degradación natural para garantizar la entrega íntegra de 52 MWh AC útiles durante todo el periodo.
1.1 Modularidad física, número de contenedores y área requerida
Un sistema BESS a escala de red eléctrica de 26 MW / 52 MWh no se construye en una sola estructura, sino mediante una arquitectura modular estandarizada en múltiples contenedores, facilitando su transporte, montaje sobre losas de cimentación e integración en las subestaciones de CFE:
- Contenedores de Baterías (Lado DC): Se emplean contenedores marítimos estandarizados ISO de 20 pies High Cube (dimensiones: 6.06 m de largo × 2.44 m de ancho × 2.90 m de alto) equipados con celdas LFP de alta densidad (314 Ah) y refrigeración líquida inteligente. Cada contenedor aloja aproximadamente 5.0 MWh, por lo que el caso base de 52 MWh requiere 10 a 11 contenedores (o 12 a 13 contenedores para la variante sobredimensionada de ~62.4 MWh DC).
- Skids de Inversores y Transformadores (Lado AC): Se integran de 7 a 8 estaciones de conversión de potencia (PCS de 3.45 a 4.0 MW) con sus transformadores elevadores de media tensión y tableros de protección incorporados.
- Huella física neta y distancias de seguridad (NFPA 855): La superficie física ocupada directamente por los equipos es de aproximadamente 350 m² a 400 m². Al incorporar las separaciones reglamentarias de 1.5 m a 3.0 m entre módulos para mitigación térmica (Norma NFPA 855 / certificación UL 9540A), pasillos de servicio y vialidades perimetrales para vehículos de emergencia y maniobras, el área total del predio requerida es de 1,500 m² a 2,500 m² (0.15 a 0.25 hectáreas).
Viabilidad en predios de CFE Monterrey: Un predio rectangular de aproximadamente 40 m × 50 m (o 30 m × 60 m) es suficiente para albergar la totalidad del BESS con su barda perimetral y bahía de interconexión. Este espacio compacto se encuentra plenamente disponible dentro de los terrenos propios de las subestaciones Universidad, Leona y Tecnológico, eliminando la necesidad de adquisición de tierras o tendido de nuevas líneas de transmisión.
2. Precios del MEM, metodología simplificada y especificidad regional
Para esta evaluación preliminar se propone utilizar los valores promedio mensuales del Precio en Nodo Distribuido (PND) correspondientes a la Zona de Carga Monterrey. Estos valores se emplean como una aproximación representativa del costo de la energía disponible en el MEM para CFE.
Para estimar el valor económico efectivo para CFE se aplica, como premisa de trabajo prudente, el siguiente factor:
Valor económico estimado para CFE = Precio MEM × 0.85
El 15% restante se considera, de manera preliminar, como aproximación a componentes administrativos del mercado (cuotas CENACE), cargos de confiabilidad y otros costos asociados. El uso de promedios mensuales simplifica el análisis y evita atribuirle una precisión horaria que no se pretende en esta etapa. Por ello, los resultados no deben interpretarse como una simulación del despacho horario óptimo del BESS. Una evaluación posterior con precios horarios podría refinar las horas óptimas de carga y descarga.
En los días de operación ordinaria se mantiene, como hipótesis preliminar de evaluación, un margen medio de arbitraje de $1.00 MXN/kWh. Este valor se identifica expresamente como una premisa y no como un diferencial horario derivado directamente de los promedios mensuales.
Aclaración fundamental sobre la aplicabilidad regional en México
Es imprescindible precisar que los valores numéricos de este estudio están calibrados específicamente para el Área Metropolitana de Monterrey (AMM) y su parque térmico existente (unidades turbogas en SE Universidad, Leona, Fundidora y Tecnológico).
En otras regiones del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), la rentabilidad del BESS dependerá de las condiciones nodales de congestión, la disponibilidad de gas natural y el combustible de la generación de punta que se pretenda desplazar:
| Región / Zona del SEN | Diferencial de Arbitraje Estimado | Costo de Generación de Punta a Sustituir | Comportamiento del Retorno (BESS) |
|---|---|---|---|
| Monterrey (AMM - Caso Base) | Medio - Alto ($0.80 a $1.20/kWh) | $5.50 a $6.50/kWh (Turbogas de ciclo abierto) | 4.0 a 5.0 años (Retorno óptimo) |
| Península de Yucatán | Muy Alto (enlaces saturados) | $6.00 a $8.50/kWh (Diésel / Combustóleo) | 2.5 a 3.8 años (Retorno acelerado) |
| Baja California (BCA / BCS) | Extremo (sistemas aislados) | $7.00 a $10.00/kWh (Generación diésel cara) | 2.0 a 3.2 años (Máxima prioridad) |
| Centro / Bajío | Moderado ($0.40 a $0.75/kWh) | $3.00 a $4.50/kWh (Ciclos combinados / TG) | 5.5 a 7.5 años (Mayor plazo) |
En consecuencia, la metodología desarrollada es de validez general para todo el país, pero para su aplicación en otras entidades federativas deberán introducirse los Precios Marginales Locales (PML) zonales del CENACE y el costo directo del combustible que desplace la central térmica local de CFE.
3. Aprovechamiento diario del BESS
Una vez realizada la inversión, el costo fijo del BESS no depende de cuántos días sea utilizado. Por ello, la estrategia económica consiste en aprovechar diariamente, dentro de sus límites técnicos y de seguridad, la mayor cantidad de energía disponible cuando exista un diferencial económico favorable.
Para 26 MW durante dos horas, la energía máxima inicial de descarga es: 52 MWh/día. A plena utilización durante 365 días, el potencial del primer año es de 18,980 MWh.
| Margen medio de arbitraje | Beneficio anual inicial por arbitraje |
|---|---|
| $0.50 MXN/kWh | $9.49 millones MXN/año |
| $0.75 MXN/kWh | $14.24 millones MXN/año |
| $1.00 MXN/kWh | $18.98 millones MXN/año |
| $1.25 MXN/kWh | $23.73 millones MXN/año |
| $1.50 MXN/kWh | $28.47 millones MXN/año |
| $2.00 MXN/kWh | $37.96 millones MXN/año |
4. Sustitución de generación turbogas
Para la generación turbogas en Monterrey se adopta un costo directo de referencia de $6.00 MXN/kWh. Para la energía suministrada mediante el BESS se conserva como referencia preliminar el valor de $1.65 MXN/kWh, resultando un diferencial económico de:
$6.00 − $1.65 = $4.35 MXN/kWh
A plena potencia, una hora de sustitución de turbogas representa: 26,000 kWh × $4.35 = $113,100 MXN. Para dos horas, el beneficio total del evento es de $226,200 MXN.
Para evitar doble contabilización, durante los 60 días considerados con sustitución efectiva de turbogas no se suma nuevamente el beneficio ordinario de arbitraje sobre la misma energía. Con un margen ordinario provisional de $1.00 MXN/kWh, el beneficio incremental atribuible específicamente a la sustitución de turbogas es:
$226,200 − $52,000 = $174,200 MXN por día de sustitución.
Para 60 días/año, este beneficio incremental representa $10.452 millones MXN en el primer año.
5. Resultado económico del escenario base
Sumando el aprovechamiento ordinario del BESS y el beneficio incremental correspondiente a 60 días de sustitución de turbogas, el beneficio económico inicial resulta:
| Concepto | Resultado |
|---|---|
| Beneficio por arbitraje — año 1 | $18.980 millones MXN |
| Beneficio incremental por sustitución TG — 60 días | $10.452 millones MXN |
| Beneficio económico total — año 1 | $29.432 millones MXN |
| CAPEX preliminar | $125 millones MXN |
| Periodo de recuperación resultante | ≈ 4.46 años |
El periodo de recuperación de aproximadamente 4.46 años no se adopta como condición previa del proyecto; es el resultado de las premisas económicas utilizadas, incluyendo la reducción progresiva de la capacidad disponible del BESS.
6. Degradación y energía disponible durante la vida de evaluación
Se considera que al final de 12 años el BESS conserva aproximadamente 70% de su capacidad inicial. Para esta evaluación preliminar se aproxima la degradación en forma lineal entre 100% y 70%, lo que equivale a una capacidad media aproximada de 85% durante los 12 años.
Bajo esta simplificación, la energía potencial acumulada a lo largo del periodo es:
18,980 MWh/año × 12 años × 0.85 = 193,596 MWh de energía potencialmente desplazada o valorizada durante la vida de evaluación.
Para el escenario base de 60 días de sustitución de turbogas, el beneficio económico acumulado nominal durante los 12 años resulta aproximadamente $300.206 millones MXN. Al descontar únicamente la inversión inicial de $125 millones MXN, el excedente acumulado simple es de aproximadamente $175.206 millones MXN.
Estas cifras son una evaluación económica simple y no constituyen utilidad contable: no incluyen costo financiero, descuento a valor presente, impuestos, O&M extraordinario ni reposiciones mayores.
Estrategia de Sobredimensionamiento DC (Overbuilding) vs. Caso Base
Frente a la degradación paulatina del caso base (que reduce la energía entregable al 70% al año 12), resulta altamente viable sobredimensionar la capacidad de celdas en corriente directa a ~62.4 MWh DC (+20%) manteniendo fijos los 26 MW del PCS y la bahía de interconexión.
Ventajas técnicas y de seguridad operativa:
- Garantía de potencia y energía: Asegura la entrega de los 52 MWh netos en AC (2 horas completas a 26 MW) durante la vida del proyecto, cumpliendo el requerimiento de respaldo estricto para CFE sin derating por envejecimiento.
- Menor estrés electroquímico: Al disponer de mayor capacidad instalada, el sistema opera con un rango de profundidad de descarga (DoD) más holgado y menor calentamiento térmico, reduciendo el ritmo de degradación por ciclado.
- Inversión incremental marginal: No se duplica la obra civil, transformadores ni aparamenta eléctrica de alta tensión; únicamente se adicionan módulos de baterías en DC con un costo incremental estimado en $14.0 millones MXN (CAPEX total de $139.0 MDP).
| Concepto de Evaluación | Caso Base (52 MWh nominales) | Variante Sobredimensionada (~62.4 MWh DC) |
|---|---|---|
| Capacidad instalada inicial | 52 MWh (AC/DC nominal) | ~62.4 MWh DC / 52 MWh AC netos |
| CAPEX preliminar de inversión | $125.0 millones MXN | $139.0 millones MXN (+14.0 MDP) |
| Energía promedio útil (12 años) | 85% (193,596 MWh acumulados) | ~96%–98% garantizada (227,760 MWh) |
| Beneficio bruto acumulado (12 años) | $300.206 millones MXN | ~$339.056 millones MXN |
| Excedente económico neto (Beneficio − CAPEX) | $175.206 millones MXN | ~$200.056 millones MXN (+24.8 MDP) |
| Periodo de recuperación resultante | ≈ 4.46 años | ≈ 4.72 años |
Como se observa, el sobredimensionamiento DC añade únicamente unos 3 meses al periodo de recuperación simple (de 4.46 a 4.72 años), pero incrementa el excedente acumulado neto en más de $24.8 millones MXN y proporciona a CFE certeza operativa total durante eventos críticos en el Sistema Eléctrico de Monterrey.
7. Sensibilidad al margen ordinario de arbitraje
Manteniendo constantes el CAPEX de $125 millones MXN, los 60 días anuales de sustitución de turbogas y la degradación considerada, la rentabilidad depende del margen económico que pueda obtenerse durante los días de operación ordinaria.
| Margen ordinario | Beneficio año 1 | Recuperación aproximada | Beneficio acumulado menos CAPEX a 12 años |
|---|---|---|---|
| $0.50/kWh | $21.50 millones | 6.27 años | $94.3 millones |
| $0.75/kWh | $25.47 millones | 5.21 años | $134.8 millones |
| $1.00/kWh | $29.43 millones | 4.46 años | $175.2 millones |
| $1.25/kWh | $33.40 millones | 3.90 años | $215.6 millones |
| $1.50/kWh | $37.36 millones | 3.47 años | $256.1 millones |
| $2.00/kWh | $45.29 millones | 2.83 años | $337.0 millones |
8. Dos horas frente a cuatro horas
El bloque de 26 MW / 52 MWh se adopta como configuración económica base porque concentra una inversión menor en las horas de mayor valor. La alternativa de 26 MW / 104 MWh no debe evaluarse simplemente duplicando los beneficios de dos horas.
La comparación fundamental es determinar si el beneficio adicional obtenido durante las horas trasera y cuarta justifica el costo incremental de los segundos 52 MWh de almacenamiento. Esta evaluación puede realizarse posteriormente utilizando los mismos precios promedio mensuales y, cuando se disponga de ellos, perfiles horarios representativos.
9. Beneficios adicionales para CFE no monetizados
- Respaldo inmediato de potencia: disponibilidad de hasta 26 MW de respuesta rápida durante el periodo de energía disponible.
- Mayor disponibilidad de las unidades turbogas: reducción de horas de operación, arranques y ciclos térmicos.
- Menores requerimientos de mantenimiento térmico: beneficio adicional no incorporado al flujo económico base.
- Respuesta rápida del sistema: entrega electrónica de potencia sin la secuencia térmica de arranque de una turbogas.
- Soporte de tensión y potencia reactiva: cuando la configuración de los inversores y la estrategia de control lo permitan.
- Alivio temporal de elementos de la Red: posibilidad de reducir flujos durante periodos críticos y proporcionar mayor flexibilidad operativa.
- Flexibilidad durante mantenimientos y contingencias: capacidad adicional de maniobra para CFE.
- Mejor aprovechamiento de generación de menor costo: almacenamiento de energía durante periodos económicamente favorables para su utilización posterior.
Estos beneficios se reconocen como importantes para CFE, pero se mantienen fuera del flujo financiero básico para conservar un criterio prudente de evaluación y evitar asignar valores monetarios que requerirían estudios específicos.
10. Conclusión preliminar
Conclusión: Bajo las premisas analizadas para Monterrey, el BESS de 26 MW / 52 MWh constituye el punto de partida técnica y económicamente más atractivo. En el escenario base con CAPEX de $125 millones MXN y degradación hasta 70% al año 12, se obtiene un periodo de recuperación aproximado de 4.46 años y un excedente simple de $175.2 MDP.
Por su parte, la variante con sobredimensionamiento DC (~62.4 MWh DC) eleva el CAPEX a $139 millones MXN pero garantiza la entrega plena de las 2 horas (52 MWh AC) sin derating operativo, alcanzando un periodo de recuperación de 4.72 años y un excedente acumulado neto de ~$200.0 MDP (+$24.8 MDP adicionales).
Los beneficios de respaldo inmediato, modularidad en predios propios (1,500 a 2,500 m²), menor desgaste térmico de las unidades turbogas y apoyo dinámico a la Red permanecen como ventajas adicionales estratégicas para CFE no monetizadas en el cálculo financiero básico.