El nuevo modelo de contrato para almacenamiento publicado el 17 de marzo de 2026 en el Diario Oficial de la Federación (DOF) introduce un cambio estructural en el rol del BESS dentro del sistema eléctrico mexicano, al establecer por primera vez un esquema contractual específico para su interconexión y conexión a la red. 

“El almacenamiento deja de ser un apéndice técnico sin figura contractual propia y se convierte en sujeto de derecho pleno dentro del sistema eléctrico nacional”, planteó Javier Gaona, principal BESS Consultant & Software Architect en Power Flow Analytics.

La normativa, emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE), define un marco obligatorio con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como contraparte y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) como coordinador técnico, ordenando la integración del almacenamiento bajo reglas claras y estandarizadas .

Este cambio regulatorio impacta directamente en la percepción de riesgo. La eliminación de ambigüedades contractuales, históricamente uno de los principales frenos del sector, comienza a reflejarse en las condiciones financieras.

En ese sentido, Gaona señaló que “lo que sí cambia de forma inmediata es la bancabilidad” y proyectó “una compresión de entre 150 y 250 puntos básicos en la tasa de descuento”, un ajuste significativo en un segmento intensivo en capital.

Este cambio también redefine la naturaleza del activo, dado que según Gaona, el almacenamiento deja de depender exclusivamente de esquemas merchant y comienza a posicionarse como infraestructura, aunque de forma parcial, dado que el desarrollo del mercado de servicios complementarios aún presenta limitaciones.

Pero el verdadero punto de inflexión no se limita al costo del financiamiento, sino a la posibilidad de capturar valor en nuevos servicios de mercado. Hasta ahora, gran parte de las capacidades técnicas del BESS no podían traducirse en ingresos estructurados.

“Antes, inyectar energía a la red vivía en una zona gris legal que encarecía los seguros, complicaba los PPA y obligaba a construir estructuras ad hoc que consumían tiempo y dinero. Sin ese soporte regulatorio, bancabilizar servicios de revenue stacking era casi imposible: ningún financiador firma contra flujos que el contrato no reconoce”, analizó Gaona en diálogo con Energía Estratégica. 

Y agregó: “Ahora el punto de interconexión es un nodo gestionado con obligaciones de medición, protecciones y reporting en ambas direcciones, lo que exige mayor rigor en el diseño del sistema de control, en la selección del inversor y en la coordinación con el CENACE, y puedes documentar esos flujos con soporte regulatorio. Eso abre la puerta al arbitraje, la regulación de frecuencia y la potencia firme; servicios que antes eran técnicamente posibles pero financieramente inmonetizables”.

Sin embargo, el ejecutivo remarcó que el nuevo marco regulatorio no elimina todos los desafíos del sector, especialmente aquellos vinculados al diseño técnico y a la calidad de los supuestos sobre los que se estructuran los proyectos.

En ese punto, Gaona advirtió que “hay un riesgo que ningún contrato puede resolver y que me preocupa más que cualquier incertidumbre regulatoria: la calidad de los modelos de degradación”.

Según explicó, gran parte de las proyecciones actuales se apoyan en herramientas que no reflejan el comportamiento real de las baterías en operación. Las diferencias entre condiciones de laboratorio y entornos reales, como temperatura, humedad o ciclos térmicos,  pueden impactar directamente en el desempeño y en los flujos de caja esperados.

En esa línea, sostuvo que “ningún modelo que ignore la interacción no lineal entre factores internos y condiciones externas merece llamarse modelo de degradación”, anticipando posibles desvíos entre los rendimientos proyectados y los reales a lo largo de la vida útil del activo.

A este riesgo técnico se suma un condicionante clave en la ejecución: la cadena de suministro. Incluso con un marco contractual más claro, el despliegue del almacenamiento enfrenta limitaciones concretas en infraestructura crítica.

“El cuello de botella más severo hoy en México no es regulatorio, es físico”, afirmó Gaona, al detallar que los transformadores de potencia y equipos de interconexión presentan tiempos de entrega de entre 18 y 36 meses, lo que obliga a replantear los cronogramas de desarrollo.

En paralelo, explicó que los fabricantes de baterías están priorizando proyectos con mayor grado de avance, lo que introduce una nueva lógica competitiva en la asignación de capacidad productiva.

«No basta con tener el contrato firmado; hay que tener el hardware comprometido antes de que ese contrato se firme”, remarcó.

Otro factor que comienza a definir la rentabilidad del BESS es el análisis nodal, en un sistema donde la saturación de la red no es uniforme ni constante.

«Un análisis riguroso no busca solo dónde hay hueco; busca dónde la combinación de acceso, perfil de curtailment y dinámica de precios construye la mejor ecuación de retorno”, sostuvo el especialista introduciendo una visión más sofisticada del negocio.

Con una proyección de hasta 5000 MW de almacenamiento hacia 2030, México se posiciona ante una oportunidad estratégica para escalar el BESS, aunque su materialización dependerá de la calidad de ejecución de los proyectos.

En ese sentido, Gaona advirtió que el nuevo marco acelerará el despliegue, pero no de forma automática. “La ecuación completa requiere el contrato, el nodo correcto, el equipo asegurado y el cronograma honesto. Los cuatro”, resumió.

“México tiene hoy el marco regulatorio, la señal de mercado y el conocimiento acumulado para saltarse esa curva de aprendizaje. Lo que define si esa posibilidad se materializa no es el contrato, sino la calidad de las decisiones que se tomen en los próximos doce meses”, concluyó el especialista.

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