La reactivación energética de México abre una ventana para el almacenamiento, pero la rentabilidad de los proyectos dependerá tanto de su ubicación como de la capacidad de combinar distintas fuentes de ingresos. Aurora Energy Research estima que determinados sistemas BESS que entren en operación hacia 2028 podrían alcanzar tasas internas de retorno superiores al 15%, en un mercado donde el pago por capacidad todavía pesa más que el arbitraje energético.
La oportunidad coincide con una nueva etapa de expansión. México avanza con una convocatoria para incorporar 935 MW de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica stand alone, todos con tres horas de duración, mientras comienzan a reaparecer desarrollos solares de varios cientos de megavatios tras años de menor actividad.
“Está habiendo muchísimo interés por las baterías. Es algo común también en toda Latinoamérica”, señaló Laura Picardo, Senior Associate de Aurora Energy Research, en el marco de una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit México.
La consultora observa al país como uno de los mercados energéticos de mayor escala de la región, con más de 100 GW instalados, demanda creciente y necesidad de incorporar nueva capacidad.
Ese escenario aparece después de un período prolongado de escaso desarrollo privado.
“Hubo un parón de siete años donde no se desarrolló ningún proyecto nuevo y ahora, con este nuevo Gobierno, parece que se está volviendo a activar el desarrollo privado, pero también mixto”, explicó Picardo.
La nueva planificación vinculante y las convocatorias público-privadas vuelven a colocar proyectos sobre la mesa, aunque todavía persiste una incógnita sobre cómo funcionarán los nuevos mecanismos y a qué ritmo lograrán traducirse en inversión efectiva.
Capacidad primero, arbitraje después
Para Aurora, uno de los puntos centrales del negocio BESS estará en identificar qué ingresos puede capturar cada proyecto.
“Los ingresos que ahora vemos que son más seguros son el pago por potencia, un pago por capacidad, que en baterías y en todas las capacidades firmes es muy importante”, precisó Picardo.
El arbitraje energético presenta por ahora un escenario diferente. La matriz mexicana conserva una participación térmica elevada, lo que reduce en determinados nodos la diferencia entre precios bajos y altos que una batería puede aprovechar mediante ciclos de carga y descarga.
“Actualmente, al ver un tejido tan térmico, la batería no va a ser capaz de capturar un spread muy alto. Conforme se vaya reforzando el tejido renovable en el mercado mexicano, seguramente pueda optar más a estos ingresos”, agregó.
Seguir leyendo
Ese cambio podría comenzar a ganar fuerza con la nueva cartera renovable. Proveedores presentes en el país ya identifican iniciativas fotovoltaicas de 230, 300, 700 y hasta 800 MW, mientras empresas como Chemik proyectan suministrar equipamiento para más de 1 GW durante 2026 y alrededor de 2 GW en 2027.
A la generación se suma la presión del consumo. Los nuevos centros de datos podrían demandar cerca de 1,5 GW de capacidad eléctrica y movilizar inversiones próximas a USD 18.000 millones, mientras industrias ya instaladas aceleran soluciones de autoconsumo y almacenamiento ante restricciones de potencia y necesidades de continuidad operativa.
La localización será otro factor decisivo. México opera bajo un mercado nodal y las señales de precio pueden cambiar de forma considerable entre regiones.
Picardo señaló que los sistemas menos interconectados presentan valores especialmente elevados. En Baja California, los precios pueden superar los USD 100/MWh, mientras zonas con mayor presencia renovable muestran comportamientos distintos.
Esa dispersión ayuda a explicar por qué Aurora no identifica una rentabilidad uniforme para todos los BESS. El rendimiento dependerá del nodo, el esquema contractual, los ingresos por capacidad, el arbitraje disponible y la estructura financiera.
La propia convocatoria de 935 MW refleja esta lógica territorial. La mayor necesidad se concentra en la Gerencia de Control Regional Norte, con 245 MW, seguida por Oriental, con 180 MW; Noroeste, con 160 MW; Baja California y Peninsular, con 140 MW cada una; Baja California Sur, con 50 MW; y Occidental, con 20 MW.
A esas variables económicas se suma la regulación.
“Es muy importante tener certidumbre regulatoria, que estén claros los procedimientos y la operación. Y después tener claro tu modelo financiero para que un proyecto sea rentable”, afirmó la especialista.
Aurora también sigue de cerca los combustibles. Debido al peso de la generación térmica, las cotizaciones internacionales del gas continúan siendo uno de los principales determinantes del precio eléctrico mexicano en el corto plazo.
La ecuación del almacenamiento, sin embargo, podría modificarse conforme avance la transformación de la matriz. Más generación renovable aumentaría la necesidad de flexibilidad y podría ampliar los spreads disponibles para las baterías.
México tiene así dos carreras ocurriendo en paralelo: incorporar nueva capacidad firme para sostener el crecimiento de la demanda y construir suficiente generación renovable para cambiar la dinámica de precios.
El atractivo de retornos superiores al 15% existe, pero estará reservado a los proyectos capaces de ubicarse en los nodos correctos y apilar adecuadamente sus fuentes de ingresos.