El almacenamiento comienza a redefinir la arquitectura de los nuevos proyectos fotovoltaicos en México vinculados al esquema mixto de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). La incorporación de un 30% de almacenamiento ya no implica únicamente sumar capacidad en baterías: obliga a revisar diseño eléctrico, control, interconexión, seguridad y desempeño de las centrales.
El alcance de esos requerimientos aparece detallado en las “Especificaciones y Requerimientos Mínimos a Cumplir en Proyectos Fotovoltaicos con Almacenamiento de Energía”, publicadas por el Gobierno de México para los desarrollos contemplados dentro del esquema de Desarrollo Mixto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
El documento establece que el sistema de almacenamiento en baterías deberá diseñarse como un activo plenamente integrado a la central fotovoltaica y a la red eléctrica, capaz de aportar flexibilidad operativa, confiabilidad y servicios auxiliares conforme al Código de Red y los requerimientos del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).
En ese escenario, Alejandra Matus, Sustainability Developer Projects de Siemens, identifica que la discusión empieza a desplazarse desde la existencia de demanda hacia la resolución técnica de los proyectos.
“Hay una oportunidad bastante grande para implementar estas nuevas tecnologías. Entonces, el mercado existe, la demanda también lo está necesitando y creo que la parte ahora técnica es algo que hay que afinar”, manifestó Matus durante una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) México 2026.
La cuestión cobra mayor relevancia porque la integración de baterías ya forma parte de la nueva cartera que busca movilizar México. En los proyectos del esquema mixto de CFE, el almacenamiento deberá equivaler al 30% de la capacidad durante tres horas, de acuerdo con los requisitos reportados para las iniciativas adjudicadas.
La tendencia tampoco parte desde cero. En la convocatoria anterior orientada a privados se adjudicaron aproximadamente 3,3 GW de capacidad renovable y 1,2 GW de sistemas de baterías, configurando uno de los primeros grandes bloques de proyectos con almacenamiento bajo el nuevo marco mexicano.
A ello se suma la primera convocatoria bajo el esquema mixto con CFE, que dejó 37 proyectos seleccionados de 31 desarrolladores por alrededor de 7.411 MW de capacidad, tras un proceso que inicialmente había recibido más de 200 propuestas y cerca de 38 GW en evaluación.
Para Siemens, este nuevo volumen de proyectos obliga a mirar con mayor detalle las etapas previas de desarrollo. “De nuestro lado vemos mucho la parte de las ingenierías básicas para la parte de los circuitos eléctricos que llevan las centrales de generación con almacenamiento, ¿no? Porque ahora le estamos añadiendo este componente”, explicó la ejecutiva.
¿Qué deberán cumplir los BESS?
Las especificaciones oficiales permiten dimensionar esa complejidad. Los sistemas deberán alcanzar una eficiencia de ciclo igual o superior al 90%, una profundidad de descarga mínima del 90% y una vida útil de al menos 6.000 ciclos.
Sin embargo, las exigencias no terminan en el rendimiento de la batería. El Gobierno mexicano establece como funcionalidades obligatorias la regulación de frecuencia, control de rampas, regulación de tensión, arranque en negro, operación Grid Forming y soporte a regulación primaria, secundaria y terciaria.
Esto implica que el almacenamiento deberá desempeñar un papel activo frente al sistema eléctrico, en lugar de limitarse a desplazar energía solar entre diferentes horas del día.
También deberá contar con un sistema de gestión de baterías integrado, comunicación con los sistemas de control DCS y PPC y monitoreo continuo del estado de carga y estado de salud, además de sistemas de ventilación, detección de incendios y protecciones adecuadas para la instalación.
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Las bases incorporan asimismo requisitos normativos específicos, entre ellos IEC 62619, IEC 62933 y UL 9540, junto con pruebas de aceptación documentadas tanto en fábrica como en sitio.
“Entonces es crítico que esté bien estructurado ese alcance, principalmente regulaciones, certificaciones... La parte también de los estudios de interconexión es algo que vemos crucial”, advirtió Matus.
La interconexión gana peso en el diseño
Los inversores deberán responder a control de potencia activa y reactiva, regulación de tensión, control de rampas y variaciones de frecuencia y tensión, además de cumplir con límites de distorsión armónica y comportamiento dinámico frente al Sistema Eléctrico Nacional.
En configuraciones con inversores string, CFE exige que el conjunto pueda operar agregadamente como un solo sistema frente a la red, manteniendo redundancia y capacidad de control coordinado a nivel planta.
Además, el proyecto deberá integrar sistemas de control centralizados y responder al Código de Red y al Manual de Interconexión de Centrales Eléctricas, lo que incrementa la relevancia de realizar correctamente los estudios y simulaciones desde las primeras etapas.
“Tenemos el software y las herramientas para poder dimensionar”, señaló Matus durante la entrevista exclusiva en FES México 2026, al referirse al acompañamiento tecnológico que Siemens ofrece para este tipo de desarrollos.
El documento técnico exige, además, una batería importante de estudios preliminares. Entre ellos aparecen corrosividad, caracterización dinámica del terreno, peligro sísmico, resistividad eléctrica, geotecnia, topografía, hidrología y climatología, además de diagramas unifilares, centros de interconexión, circuitos colectores y sistemas de control.
Así, el requisito del 30% modifica prácticamente toda la arquitectura del proyecto. El desarrollador no deberá resolver únicamente cuántos megavatios o megavatios-hora instalar, sino cómo integrar generación, almacenamiento, inversores, sistemas de control y punto de interconexión bajo una misma estrategia operativa.
“El cambio principal es que ya se está reactivando el sector”, agregó la referente de la compañía.
Más allá del utility
Aunque esta nueva cartera coloca al segmento utility en primer plano, Siemens también observa una expansión de las oportunidades hacia consumidores industriales y comerciales, particularmente a medida que evolucionan los esquemas de autoconsumo.
La compañía mantiene, de todas formas, su principal atención sobre las grandes centrales. “Principalmente nos estamos enfocando en utility, pero también estamos visualizando y apoyando a las industrias. Entonces sí estamos diversificando estas áreas”, precisó Matus.
“El día a día yo creo que va a mejorar muchísimo por el tema de compensación de ciertas bajas de energía que pueda haber a nivel utility. Y a nivel también del sector en transmisión va a ayudar muchísimo a justamente tener esta curva mucho más específica y aplanarla. Para la industria va a permitir mitigar las fallas energéticas o los fallos que puedan existir y que puedan seguir con la continuidad de sus operaciones, va a ser fenomenal esto”, agregó.
En este contexto, Siemens busca participar desde la integración tecnológica y la ingeniería asociada a la nueva generación de proyectos.
“Nuestros objetivos son ser socios tecnológicos y socios estratégicos para las empresas y poderlos apoyar en estos procesos de implementación de las tecnologías de la red”, concluyó Matus durante la entrevista exclusiva en Future Energy Summit México 2026.