Idea central: aumentar la capacidad de transferencia utilizable de las trayectorias existentes de 400 kV, sin sacrificar la seguridad y estabilidad que CENACE exige ante una contingencia N-1.
1. El límite operativo no es necesariamente la capacidad física de la línea
En los grandes enlaces de 400 kV, la transferencia permitida por CENACE se establece considerando la seguridad y estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional ante las contingencias previstas.
En consecuencia, el límite operativo de un enlace no debe confundirse con la capacidad térmica de sus conductores. En líneas de este nivel de tensión, con conductores en haz seleccionados también por requerimientos propios del voltaje, la restricción que interesa para esta propuesta es la transferencia que puede mantenerse con seguridad después de la pérdida de uno de los circuitos.
El criterio N-1 obliga a conservar margen suficiente para que la apertura de un circuito no provoque una condición inaceptable en el circuito sobreviviente ni en el resto del sistema.
El objetivo no es forzar más las líneas. El objetivo es aprovechar mejor la infraestructura existente, conservando la seguridad operativa del sistema.
2. ¿Se necesita un tercer circuito para aumentar la cargabilidad de un enlace de 400 kV?
No necesariamente.
Si la transferencia de un enlace está limitada por el margen que debe conservarse para soportar la pérdida de uno de sus circuitos, la incorporación de un BESS en el área receptora puede modificar favorablemente esa condición.
Ante la apertura de uno de los circuitos, el BESS puede reponer en la carga la potencia que deja de recibirse, evitando que toda ella tenga que redistribuirse por el circuito sobreviviente y por las demás trayectorias disponibles.
De esta manera, puede estudiarse una mayor transferencia en operación normal, manteniendo la misma exigencia de seguridad ante N-1.
El BESS puede permitir aumentar la transferencia utilizable de un enlace de 400 kV sin construir un tercer circuito, porque actúa precisamente sobre la contingencia que determina su límite operativo.
Esto no significa relajar el criterio de seguridad. Por el contrario, la mayor cargabilidad sólo tendría sentido si los estudios correspondientes demuestran que la actuación del BESS conserva las condiciones de estabilidad y seguridad establecidas por CENACE.
Frente a la alternativa de un tercer circuito existe además una ventaja práctica decisiva: una nueva línea exige resolver una nueva trayectoria, con sus correspondientes servidumbres, derechos de vía, permisos y afectaciones. En muchos proyectos de transmisión, éste puede ser el obstáculo más difícil de resolver.
3. El BESS como un “tercer circuito virtual”
Una manera sencilla de visualizar el efecto de esta propuesta es considerar al BESS instalado en la carga como una especie de “tercer circuito virtual”.
Un tercer circuito físico permitiría aumentar la transferencia normal al proporcionar una trayectoria adicional y conservar mayor margen ante la pérdida de uno de los circuitos existentes. El BESS consigue parte de ese efecto de otra manera: no construye una nueva trayectoria; coloca en el extremo receptor una reserva de potencia capaz de sustituir temporalmente la energía que deje de llegar ante una contingencia.
El BESS no sustituye físicamente una nueva línea: sustituye temporalmente, en la carga, parte de la potencia que esa línea adicional tendría que transportar.
En ese sentido, puede recuperarse parte del margen que anteriormente debía mantenerse disponible para cumplir el criterio N-1 y aumentar la capacidad de transferencia utilizable de la infraestructura existente, sin construir cientos de kilómetros de una nueva línea, sin nuevas servidumbres ni derechos de vía y sin la inversión correspondiente a esa nueva trayectoria.
Este enfoque es consistente con conceptos que internacionalmente se estudian como Storage as a Transmission Asset (SATA) y Virtual Transmission Lines (VTL), en los que el almacenamiento se utiliza para aliviar restricciones de transmisión, aprovechar mejor la red existente y, cuando los estudios lo justifican, diferir o reducir refuerzos convencionales.
4. La solución es colocar el BESS en la carga, no en cada enlace
La propuesta no consiste en instalar un BESS junto a cada enlace que pudiera presentar una restricción. La solución es instalar una reserva de potencia en el área receptora de la energía, es decir, en la carga.
Cuando se pierde un circuito de cualquiera de las trayectorias que alimentan esa región, disminuye la potencia que llega al centro de carga. Si el BESS está instalado allí, puede suministrar inmediatamente la potencia necesaria para reducir la exigencia sobre la red sobreviviente.
No es necesario respaldar individualmente cada enlace; se respalda la carga que todos ellos alimentan.
5. El BESS en la carga aumenta la capacidad utilizable de toda la trayectoria
El beneficio del almacenamiento no se limita al último enlace que llega al anillo de 400 kV de la megalópolis.
Cada MW suministrado por el BESS en la carga es un MW que, durante ese periodo, no necesita ser transportado desde los nodos de generación a través de toda la trayectoria eléctrica de suministro.
Por ello, el mismo principio puede aplicarse a los distintos enlaces que forman la cadena de transmisión desde las fuentes de generación hasta el centro de consumo.
Si cualquiera de esos enlaces está formado por dos circuitos y su transferencia está limitada por el margen requerido para conservar N-1, el respaldo disponible en la carga puede permitir utilizar una mayor parte de la capacidad existente sin necesidad de agregar un tercer circuito en ese punto de la trayectoria.
Un BESS instalado en la carga puede aumentar la capacidad de transferencia utilizable de toda la trayectoria, desde los nodos de generación hasta el anillo de 400 kV de la megalópolis.
Éste es uno de los puntos más importantes de la propuesta: un mismo BESS puede producir un beneficio del sistema sobre varias trayectorias que convergen hacia la misma gran concentración de carga.
6. ¿Cómo es posible?
Para quien no está familiarizado con la operación de un sistema eléctrico, puede parecer extraño que un BESS instalado en el Valle de México pueda beneficiar una línea o subestación situada a 300, 600 o más kilómetros de distancia.
Una manera sencilla de entenderlo es pensar en algo cotidiano: encender un foco.
Cuando encendemos un foco, la electricidad adicional que necesita no tiene que producirse en la misma ciudad. La generación que responde a ese pequeño aumento de carga puede encontrarse a cientos de kilómetros y la potencia llega hasta el punto de consumo utilizando las redes de transmisión que conectan la generación con la carga.
Con un BESS sucede lo contrario.
Si en un gran centro de carga se instala un BESS y éste entrega, por ejemplo, 300 MW, durante ese periodo son hasta 300 MW que ya no tienen que llegar desde la generación remota. En consecuencia, disminuye la potencia que debe transportarse por las trayectorias que alimentan esa región.
Por eso, aunque el BESS esté físicamente instalado en un solo lugar, su efecto eléctrico puede beneficiar líneas y subestaciones situadas a cientos de kilómetros de distancia.
Es el mismo sistema funcionando en sentido inverso: si una nueva carga hace necesario transportar más potencia hasta el lugar donde se consume, un BESS instalado junto a esa carga reduce la potencia que tiene que llegar hasta allí.
Ésta es precisamente la razón para colocar el BESS en la carga y no en cada uno de los enlaces de transmisión.
7. Ubicación preferente: barras de 230 kV en el anillo de 400 kV del Valle de México
Alrededor de la megalópolis del Valle de México existe un importante anillo de transmisión de 400 kV que recibe energía proveniente de distintas trayectorias del Sistema Eléctrico Nacional y la distribuye hacia los grandes centros de carga de la región.
Para obtener un efecto práctico en el corto plazo, la ubicación preferente del BESS sería en las barras de 230 kV de una subestación 400/230 kV asociada a este anillo que disponga del espacio físico necesario para alojar el sistema de almacenamiento, su equipo de conexión y un nuevo banco de transformación.
Desde ese punto, el BESS puede inyectar potencia hacia el sistema de 400 kV a través de un nuevo banco elevador 34.5/230 kV directo a las barras de 230 kV existentes.
La instalación incorpora dos activos útiles para el sistema: una reserva de potencia de respuesta inmediata mediante el BESS y un nuevo banco 34.5/230 kV que puede apoyar para nuevas cargas de media tensión.
La propuesta aprovecha así una ubicación eléctricamente estratégica y, en principio, evita abrir una nueva trayectoria de transmisión. La selección definitiva de la subestación dependerá principalmente de su posición eléctrica, disponibilidad de espacio y de los estudios que determine CENACE.
El punto de conexión buscado no es junto a cada línea crítica, sino dentro del gran centro de carga, en una subestación 400/230 kV desde la cual el BESS pueda influir sobre el conjunto de las trayectorias que alimentan la megalópolis.
8. Aumentar capacidad sin sacrificar estabilidad
La propuesta no debe presentarse como un proyecto cuya finalidad principal sea “mejorar la estabilidad”. La estabilidad es la condición que debe conservarse mientras se busca una mayor utilización de la red existente.
Aumentar la capacidad de transferencia sin sacrificar la estabilidad.
Si antes de instalar el BESS CENACE debe conservar determinado margen porque la pérdida de un circuito produciría una redistribución excesiva de potencia, una fuente de respuesta inmediata en la carga puede reducir esa redistribución y permitir recuperar parte de ese margen para la operación normal.
El BESS modifica la consecuencia de la contingencia N-1: la potencia que deja de llegar por la trayectoria abierta puede ser reemplazada temporalmente en el extremo receptor, reduciendo la potencia adicional que debe circular por las trayectorias sobrevivientes.
9. Potencia preliminar del BESS
No debe adoptarse una relación simplista entre el nivel de tensión de la línea y la potencia del BESS. La potencia del almacenamiento debe relacionarse con el incremento de transferencia que se pretende respaldar manteniendo la seguridad N-1.
Como punto de partida conceptual se propone estudiar sistemas del orden de 250 a 300 MW por instalación. Esta cifra no representa la capacidad de una línea de 400 kV ni pretende sustituir íntegramente la transferencia de uno de sus circuitos.
Representa una hipótesis de capacidad de respaldo suficientemente importante para evaluar cuánto margen operativo podría recuperarse en las trayectorias que alimentan la Región Central.
La potencia definitiva del BESS será la que permita incrementar la transferencia del sistema conservando la seguridad ante N-1.
10. Operación ante una contingencia
Los flujos de los enlaces relevantes se encuentran permanentemente supervisados. Ante la apertura de uno de sus circuitos, la actuación del BESS debe ser automática y proporcional a la condición previa del sistema y al efecto que esa apertura produce sobre las trayectorias sobrevivientes.
El BESS no tiene que inyectar permanentemente su potencia nominal. Debe suministrar la potencia necesaria para que la pérdida de una trayectoria no obligue a la red sobreviviente a operar fuera de las condiciones permitidas.
Su función es proporcionar una respuesta inmediata mientras CFE y CENACE establecen una nueva condición operativa mediante redistribución de generación, modificación de transferencias, maniobras u otras acciones disponibles.
El BESS no sustituye la línea que se perdió; permite conservar en servicio las trayectorias que permanecen.
11. Potencia y energía son dos problemas diferentes
Los MW del BESS están determinados por la función de transmisión: cuánto incremento de transferencia se pretende respaldar y qué potencia debe estar disponible inmediatamente ante la contingencia.
Los MWh, en cambio, dependen del tiempo durante el cual deba sostenerse esa potencia y de la conveniencia económica de disponer de una autonomía mayor.
La confiabilidad y el incremento de transferencia determinan los MW; la evaluación económica determinará los MWh.
12. Efecto multiplicador
El beneficio de aumentar la capacidad utilizable de transmisión hacia el Valle de México no se limita a los MW adicionales que puedan transferirse.
Supongamos que los dos BESS, con una potencia conjunta de 600 MW, permiten operar las trayectorias que alimentan el anillo con un margen adicional de seguridad y, como consecuencia, CENACE puede transferir hacia el centro de carga una mayor cantidad de generación económica proveniente de otras regiones.
Esos 600 MW adicionales pueden desplazar hasta una cantidad semejante de generación local más costosa. Sin embargo, el beneficio no termina allí.
Si la generación local desplazada era precisamente la que estaba fijando el costo marginal en el área de consumo, puede cambiar la unidad marginal y disminuir el PML para una parte mucho mayor de la demanda del Valle de México, no solamente para los 600 MW adicionales transferidos.
Éste es el efecto multiplicador:
Mayor capacidad utilizable de transmisión → mayor entrada de generación económica → menor necesidad de generación local de punta → menor congestión → posibilidad de reducir el PML del centro de consumo.
Por ejemplo, una reducción de $300/MWh en el PML no representaría solamente un ahorro sobre los 600 MW adicionales. Si el cambio de despacho repercute en el precio marginal de una región con varios miles de MW de demanda, el beneficio económico del sistema puede ser varias veces superior al ingreso obtenido por el propio BESS mediante arbitraje.
Por ello, la evaluación económica de esta propuesta no debe limitarse a comprar energía barata, almacenarla y venderla en horas caras. Debe incluir también el valor que representa aumentar la capacidad utilizable de la red y reducir el costo marginal de abastecer al gran centro de carga.
En determinadas condiciones, este efecto multiplicador podría constituir el principal beneficio económico del BESS.
13. Hipótesis del 10% de capacidad adicional
Sin pretender sustituir los estudios de flujo y contingencias, puede adoptarse una hipótesis preliminar para estimar el orden de magnitud del beneficio.
El PAMRNT 2025–2039 de CENACE reporta que la Gerencia de Control Regional Central alcanzó en 2024 una demanda máxima de 9,154 MW, atendida con 6,405 MW de generación local y 2,749 MW de importación a través de las compuertas de transmisión, equivalente aproximadamente al 30% de la demanda.
Si la instalación de BESS en el área de carga permitiera aumentar aproximadamente 10% la capacidad utilizable del conjunto de enlaces que alimentan el anillo, puede estudiarse como primera aproximación que el Valle de México pudiera recibir una cantidad adicional de generación económica del mismo orden.
Tomando como referencia la demanda máxima oficial de 9,154 MW, ese 10% equivale a aproximadamente 915 MW. Para evitar una falsa precisión, en las estimaciones económicas siguientes se adopta un valor redondeado y conservador de 900 MW adicionales de transferencia.
Esto no significa que cada enlace aumente exactamente 10% ni que en todo momento puedan recibirse 900 MW adicionales. La distribución real dependerá de la topología, impedancias, flujos previos, generación disponible y contingencias consideradas.
La hipótesis sirve para visualizar el efecto del sistema: una mejora relativamente moderada en la capacidad utilizable de varias trayectorias puede permitir que varios cientos de MW adicionales de generación de menor costo lleguen al gran centro de carga.
14. Comprobación con PML reales de agosto de 2026
La hipótesis de 900 MW adicionales de transferencia utilizable ya puede contrastarse con información horaria real del Mercado del Día en Adelanto. Para ello se procesaron los dos archivos mensuales oficiales de CENACE correspondientes a agosto de 2026, con 744 horas para cada NodoP seleccionado.
Se utilizaron como referencias los NodoP 01TOP-230 (Topilejo 230 kV), 01TEH-230 (Teotihuacán 230 kV), 01TUL-400 (Tula 400 kV) y 03AGM-400 (Agustín Millán 400 kV). San Bernabé y Texcoco se mantienen como referencias físicas para ubicación y trayectoria, pero no se les asignó artificialmente un NodoP cuando éste no aparece con esa denominación en los archivos utilizados.
El PML publicado por CENACE permite separar las componentes de energía, pérdidas y congestión. Para este estudio interesa especialmente la componente de congestión como señal económica de restricciones de transmisión. Esta señal no identifica por sí sola cuál elemento físico es responsable en cada hora; para ello se requerirían estudios de flujo y contingencias.
| Comparación de referencia | Δ PML promedio | Δ pérdidas | Δ congestión |
|---|---|---|---|
| Topilejo 230 – Tula 400 | $54.47/MWh | $20.29/MWh | $34.17/MWh |
| Teotihuacán 230 – Tula 400 | $55.54/MWh | $24.55/MWh | $30.99/MWh |
| Topilejo 230 – Agustín Millán 400 | $26.11/MWh | $14.53/MWh | $11.58/MWh |
| Teotihuacán 230 – Agustín Millán 400 | $27.18/MWh | $18.79/MWh | $8.40/MWh |
El promedio mensual oculta episodios mucho más severos. En la comparación Topilejo–Tula hubo 47 horas con diferencia de congestión superior a $100/MWh, 31 horas superiores a $200/MWh y 23 horas superiores a $300/MWh. El máximo horario observado fue de aproximadamente $1,616.90/MWh exclusivamente en la componente de congestión.
En Teotihuacán–Tula se observaron 44, 28 y 23 horas, respectivamente, por encima de esos mismos umbrales, con un máximo cercano a $1,309.71/MWh.
Los datos reales de agosto de 2026 confirman que existen diferencias económicas significativas entre los nodos de entrada y recepción. Por ello, aumentar la cargabilidad utilizable de los enlaces puede tener un valor económico medible, además del valor técnico de conservar margen ante contingencias.
No se pretende afirmar que un BESS elimine toda esta diferencia ni que toda la componente de congestión se convierta directamente en ahorro. Los datos sirven para establecer el tamaño real de la señal económica y para sustituir sensibilidades puramente hipotéticas por una base horaria observada.
Fuente de datos: CENACE, Mercado del Día en Adelanto, reportes mensuales “Precios Marginales Locales SIN MDA” de agosto de 2026. Los cálculos y diferencias mostrados se realizaron a partir de los archivos CSV oficiales descargados para este estudio.
15. Evidencia de congestión en un corredor de entrada
La hipótesis de aumentar la capacidad utilizable no parte únicamente de una consideración teórica. CENACE ha documentado restricciones importantes en el corredor Teotihuacán–Texcoco de 400 kV, una de las principales trayectorias receptoras de energía hacia el Valle de México.
En el diagnóstico operativo de 2024, CENACE reportó flujos superiores a 1,589 MVA, valor correspondiente al límite operativo ante la contingencia de la línea paralela. Esta condición de alerta se presentó durante aproximadamente 1,436 horas en el año.
Durante el primer semestre de 2025 el mismo enlace continuó operando cercano a sus límites y permaneció por encima de ellos durante 12 días, 9 horas y 20 minutos, con 15,034 MWh de energía en riesgo.
Estos antecedentes muestran que existe una restricción real y persistente en al menos una de las entradas principales al Valle de México. Un BESS situado en el área de carga podría aportar la reserva inmediata necesaria para estudiar una mayor capacidad utilizable de estas trayectorias sin sacrificar la estabilidad.
16. ¿Son suficientes 600 MW de BESS para aumentar 900 MW la transferencia?
No debe interpretarse que los 600 MW de BESS tengan que sustituir los 900 MW de capacidad adicional de transmisión.
Los aproximadamente 900 MW considerados en este estudio corresponden al aumento conjunto de capacidad utilizable de las diversas trayectorias que alimentan el Valle de México desde las regiones Norte, Sur, Pacífico y Oriente–Golfo.
Como ejemplo simplificado, si ese incremento se distribuyera en tres trayectorias principales en cantidades del orden de 300 MW cada una, el sistema estaría recibiendo 900 MW adicionales en condiciones normales, mientras los BESS permanecerían cargados y disponibles como reserva.
Ante la pérdida de capacidad de una de esas trayectorias, el BESS no tendría que sustituir los 900 MW, sino únicamente la potencia necesaria para que las trayectorias sobrevivientes regresen dentro de sus límites operativos. En el ejemplo anterior, esa potencia sería del orden de 300 MW.
Con dos BESS independientes de 300 MW cada uno, existirían hasta 600 MW de respuesta inmediata localizada en la carga. Esto permitiría estudiar no solamente contingencias sencillas N-1, sino también ciertas contingencias dobles que afecten dos regiones distintas de alimentación.
600 MW de BESS pueden ser compatibles con un incremento global de transferencia del orden de 900 MW, porque el incremento se distribuye entre varias trayectorias mientras la reserva se utiliza únicamente cuando una contingencia reduce la capacidad disponible.
La relación definitiva entre capacidad adicional de transferencia y potencia requerida de los BESS deberá determinarse mediante estudios de flujo de potencia y contingencias. El criterio sería seleccionar la potencia de BESS necesaria para que, después de la contingencia crítica considerada, los elementos sobrevivientes permanezcan dentro de sus límites operativos.
Por lo tanto, los 900 MW y los 600 MW corresponden a dos funciones distintas: los 900 MW representan una hipótesis de capacidad adicional de transferencia del conjunto de enlaces; los 600 MW representan la reserva inmediata disponible en la carga para responder ante contingencias.
Función del transformador y aprovechamiento de la media tensión. El transformador 34.5/230 kV del BESS tendría como función principal acoplar el sistema de almacenamiento a la barra existente de 230 kV: durante la carga, la energía fluye desde la red hacia el BESS y, durante la descarga, desde el BESS hacia la red.
La posibilidad de atender nuevas cargas no debe atribuirse a nuevas salidas de 230 kV desde este transformador. El beneficio adicional se encuentra en la barra de 34.5 kV: si se contempla desde el diseño, puede disponer de alimentadores independientes para suministrar nuevas cargas de media tensión, con sus propios interruptores, protecciones, medición y capacidad de barras.
Así, el arreglo conserva una función principal claramente definida —conectar el BESS a la red de 230 kV— y, al mismo tiempo, puede crear un nuevo punto de suministro en 34.5 kV para crecimiento de carga cercano, sujeto a los estudios y criterios de conexión correspondientes.
17. Ubicación preliminar de los BESS
La selección del punto de conexión debe atender principalmente a su posición eléctrica dentro del gran centro de carga. El propósito no es colocar un BESS en cada enlace congestionado, sino disponer de reserva en la carga para reducir, cuando sea necesario, la potencia que debe llegar al Valle de México por el conjunto de trayectorias de 400 kV.
Con este criterio se revisaron cuatro subestaciones representativas. San Bernabé y Topilejo se consideran inicialmente los candidatos preferentes para los dos BESS de aproximadamente 300 MW cada uno. Texcoco y Teotihuacán se conservan como alternativas de referencia.
Hipótesis de ubicación para este estudio: un BESS en el sector Poniente, asociado a San Bernabé, y un segundo BESS en el sector Sur, asociado a Topilejo. Ambos quedarían dentro del gran centro de carga, eléctricamente separados y disponibles como reserva común para reducir la importación requerida por las distintas trayectorias que alimentan el Valle de México.
18. Nodos representativos y fecha de referencia
Para el presente estudio se consideran, como puntos representativos de las principales regiones de alimentación al Valle de México:
- Norte: Jilotepec / Tula.
- Sur: Topilejo.
- Pacífico–Poniente: Donato Guerra – Agustín Millán / San Bernabé.
- Oriente–Golfo, como referencia adicional: Texcoco – Teotihuacán.
Estos puntos se utilizarán como referencia para comparar precios nodales, congestión y condiciones de transferencia hacia el gran centro de carga.
Fecha de referencia del estudio: septiembre de 2026.
Los nombres, configuraciones y datos utilizados corresponden a la información disponible y revisada a esa fecha. Cualquier actualización posterior de la topología de la RNT, de los NodoP o de los límites operativos deberá incorporarse en una revisión futura del estudio.
19. Valor económico observado de la cargabilidad adicional
Para estimar el valor económico de aumentar la cargabilidad utilizable se adoptó un procedimiento conservador: utilizar únicamente las diferencias positivas de la componente de congestión observadas hora por hora y aplicar sobre ellas la hipótesis de 900 MW de transferencia adicional.
Este cálculo no representa todavía el ahorro del BESS. Es un valor bruto teórico de referencia: muestra cuánto valdría, a los precios observados, disponer de 900 MW adicionales si éstos pudieran aliviar completamente la diferencia positiva considerada. El efecto real deberá determinarse mediante estudios eléctricos que establezcan cuánto cambia cada PML cuando aumenta la capacidad utilizable de las trayectorias.
| Comparación de referencia | Valor bruto teórico de agosto 900 MW | 25% de alivio | 50% de alivio | 75% de alivio |
|---|---|---|---|---|
| Topilejo – Tula | $23.59 millones | $5.90 millones | $11.80 millones | $17.69 millones |
| Teotihuacán – Tula | $20.81 millones | $5.20 millones | $10.40 millones | $15.60 millones |
| Topilejo – Agustín Millán | $15.44 millones | $3.86 millones | $7.72 millones | $11.58 millones |
Las filas no deben sumarse. Son distintas observaciones de una misma red y pueden reflejar restricciones comunes. La tabla sirve para mostrar el orden de magnitud y construir escenarios, no para sumar beneficios independientes.
La lectura correcta es la siguiente: si los BESS en la carga permiten aumentar la capacidad utilizable de los enlaces y con ello reducir una fracción de la señal de congestión observada, existe un beneficio económico potencial adicional al arbitraje del propio almacenamiento.
La secuencia económica que se propone estudiar es:
BESS en la carga → mayor cargabilidad utilizable de los enlaces → mayor entrada de generación de menor costo → menor restricción económica en los nodos receptores → posible reducción del PML en el Valle de México.
El estudio horario de la demanda de la Región Central se conserva únicamente como contexto operativo. No se utiliza una correlación demanda–congestión para justificar la propuesta, porque la tesis del artículo es específicamente aumentar la cargabilidad utilizable de las trayectorias y medir su efecto económico en los nodos de carga.
Arbitraje del BESS: beneficio adicional y separado
Para dos BESS de 300 MW / 900 MWh cada uno, manteniendo conceptualmente 300 MWh por unidad como reserva para seguridad, quedarían aproximadamente 1,200 MWh totales disponibles para operación económica. Ese arbitraje puede contribuir a la recuperación de la inversión, pero debe calcularse por separado para evitar doble contabilización con el beneficio asociado al aumento de transferencia.
20. El beneficio económico no se limita al arbitraje
El beneficio económico de instalar el BESS en el área de carga no debe evaluarse únicamente por la diferencia entre el precio de la energía utilizada para cargarlo y el precio de la energía cuando se descarga.
Existe un segundo beneficio potencialmente más importante.
Si la reserva proporcionada por el BESS permite aumentar la capacidad de transferencia utilizable de las trayectorias que alimentan el Valle de México sin sacrificar la seguridad N-1, una mayor cantidad de generación de menor costo puede llegar al centro de consumo.
Al disponer de mayor capacidad de transferencia, puede llegar al centro de consumo una mayor cantidad de generación de menor costo. Si esa mayor transferencia modifica la condición marginal del nodo receptor, puede reducirse su PML.
Mayor cargabilidad utilizable de transmisión → mayor entrada de generación de menor costo → posible reducción del PML en el área de consumo.
Este beneficio puede existir aun cuando el BESS permanezca cargado como reserva y no esté vendiendo energía.
Por ello, la evaluación económica debe considerar por separado dos beneficios: el arbitraje del propio BESS, cargando en horas de menor PML y utilizando la energía disponible en horas de mayor valor; y el beneficio del sistema de aumentar la capacidad utilizable de transmisión, permitiendo que una mayor cantidad de generación económica llegue al Valle de México.
El BESS no solamente puede obtener ingresos por almacenar y entregar energía: puede contribuir a abaratar la energía que llega al gran centro de consumo al liberar capacidad de las trayectorias que lo alimentan.
Este segundo beneficio es precisamente una consecuencia de colocar la reserva en la carga, donde permite respaldar la transferencia y conservar el margen requerido ante una contingencia.
21. Reserva distribuida para contingencias dobles
Si se instalan dos BESS independientes de aproximadamente 300 MW cada uno, ubicados en puntos distintos del anillo, puede estudiarse una reserva total inmediata de hasta 600 MW en el área de carga.
Esta reserva podría ser útil no sólo ante contingencias sencillas N-1, sino también ante ciertas contingencias dobles que afecten dos regiones distintas de alimentación al anillo —por ejemplo Norte, Sur o Pacífico—, reduciendo simultáneamente la potencia que llega al Valle de México por dos corredores diferentes.
Es importante aclarar que no se está suponiendo la pérdida simultánea de los dos circuitos de un mismo enlace. La condición que se propone estudiar es la pérdida de capacidad en dos regiones o trayectorias independientes que convergen hacia el gran centro de carga.
En esas circunstancias, los dos BESS, ubicados en puntos distintos del anillo, constituirían una reserva común de hasta 600 MW localizada en la carga, disponible para compensar temporalmente parte de la potencia que deje de llegar por ambos corredores mientras CFE y CENACE recomponen la operación del sistema.
Los BESS no se asignan permanentemente al Norte, al Sur o al Pacífico: forman una reserva común del anillo, disponible para responder donde se presente la contingencia.
Aplicación dentro del anillo de 400 kV. El mismo criterio puede aplicarse a las limitaciones de cargabilidad que se presenten dentro del propio anillo de 400 kV. Los BESS propuestos, por estar ubicados en distintos puntos del centro de carga, también pueden contribuir a reducir los flujos sobre los tramos afectados y aumentar su cargabilidad utilizable, de acuerdo con la contingencia y la distribución de flujos.
22. Evaluación económica y recuperación de la inversión
La evaluación económica no debe limitarse al arbitraje de energía. Para una instalación propiedad de CFE, la recuperación de la inversión debe analizarse desde el beneficio conjunto para transmisión, generación y suministro, pero separando cuidadosamente cada concepto para evitar contabilizar dos veces un mismo efecto.
La primera comprobación con datos reales ya fue realizada utilizando los PML horarios de CENACE para agosto de 2026. El análisis confirma que existen diferencias relevantes en la componente de congestión entre nodos representativos de las trayectorias de entrada y nodos receptores del Valle de México.
La evaluación integral deberá considerar:
- 1) Aumento de cargabilidad utilizable: valor de operar las trayectorias con mayor transferencia manteniendo la reserva BESS para contingencias.
- 2) Efecto sobre el costo nodal: posibilidad de permitir la entrada de mayor generación de menor costo y reducir el PML en el centro de carga.
- 3) Obras de transmisión: valor de diferir, reducir o evitar, donde los estudios lo justifiquen, la necesidad de nuevas trayectorias físicas y sus derechos de vía.
- 4) Arbitraje del almacenamiento: utilización económica de la energía disponible en los BESS sin comprometer la reserva destinada a seguridad.
Hipótesis de trabajo para esta etapa: dos BESS de aproximadamente 300 MW / 900 MWh cada uno, con hasta 600 MW de reserva inmediata localizada en la carga y una hipótesis preliminar de aproximadamente 900 MW de incremento global de transferencia utilizable.
Los 900 MW no constituyen un resultado de flujo de potencia. Su viabilidad deberá validarse con estudios N-1, contingencias seleccionadas, distribución real de flujos y comportamiento dinámico. De igual forma, los escenarios económicos derivados del PML de agosto no deben interpretarse como ahorro garantizado: representan una base cuantitativa para determinar qué fracción del costo nodal podría realmente reducirse.
Se ha preparado una hoja de cálculo de respaldo con las 744 horas de PML de agosto, los NodoP analizados, las componentes de energía, pérdidas y congestión, los perfiles horarios y los escenarios de alivio. De esta manera, las cifras de la publicación pueden rastrearse hasta los datos originales utilizados en el análisis.
La justificación primaria del proyecto continúa siendo técnica: aumentar la capacidad utilizable de los enlaces sin sacrificar la seguridad operativa. La evaluación económica determina en qué medida ese beneficio técnico puede contribuir a recuperar la inversión.
23. Conclusión
La pregunta central no es simplemente cuánto puede transportar físicamente una línea de 400 kV. La pregunta es cuánto puede transferirse de manera segura cuando el sistema debe soportar la pérdida de uno de sus circuitos.
Si parte de la capacidad existente permanece sin utilizar como margen para cumplir el criterio N-1, una reserva de potencia de respuesta inmediata instalada en la carga puede permitir recuperar una parte de ese margen.
El alcance potencial es mayor que el de un solo enlace: al reducir desde el extremo receptor la potencia que debe llegar desde generación, el BESS puede beneficiar toda la trayectoria de suministro hasta el anillo de 400 kV de la megalópolis.
Antes de proyectar un tercer circuito —con el costo, el tiempo y, sobre todo, la dificultad de nuevas servidumbres— conviene determinar cuánto puede aumentarse la transferencia de las trayectorias existentes mediante una reserva de potencia instalada en la carga.
Tesis de la propuesta: aumentar la capacidad de transferencia sin sacrificar la estabilidad, aprovechando mejor la infraestructura existente y colocando la reserva donde finalmente se necesita: en la carga.
24. Glosario básico
- BESS / SAEE: Battery Energy Storage System / Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica.
- CENACE: Centro Nacional de Control de Energía.
- CFE: Comisión Federal de Electricidad.
- SEN: Sistema Eléctrico Nacional.
- RNT: Red Nacional de Transmisión.
- PML: Precio Marginal Local.
- N-1: Criterio de seguridad según el cual el sistema debe soportar la pérdida de un elemento relevante sin perder condiciones aceptables de operación.
- MW: Megawatt; unidad de potencia activa.
- MWh: Megawatt-hora; unidad de energía.
- 400/230 kV: Niveles de tensión interconectados mediante bancos de transformación en las grandes subestaciones de transmisión.
- Margen operativo: Capacidad que se mantiene disponible para conservar la seguridad del sistema ante contingencias.
- Arbitraje: Operación económica consistente en cargar el BESS en periodos de menor costo y descargarlo en periodos de mayor valor, sin comprometer su función prioritaria de transmisión y confiabilidad.
Referencias conceptuales
Como respaldo conceptual internacional, pueden consultarse los trabajos recientes sobre almacenamiento utilizado como activo de transmisión (Storage as a Transmission Asset) y líneas virtuales de transmisión (Virtual Transmission Lines). La aplicación concreta al Sistema Eléctrico Nacional requiere los estudios de flujo, contingencia, estabilidad y operación correspondientes.
- International Energy Agency (IEA), Electricity 2026: almacenamiento como activo de transmisión y otras tecnologías para aumentar el aprovechamiento de la infraestructura existente.
- Literatura técnica IEEE sobre Virtual Transmission Lines basadas en BESS para gestión de congestión y aprovechamiento de capacidad de transmisión.