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; operación conforme a las necesidades reales del sistema; sustitución de generación turbogás cuantificada mediante las horas efectivas desplazadas 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 | horas efectivas/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 y una alternativa de seis horas equivaldría a 26 MW / 156 MWh si se requiriera entregar la potencia completa durante todo ese periodo. Ninguna de estas capacidades debe adoptarse automáticamente: cada bloque adicional de energía debe justificarse por las horas adicionales de generación turbogas de alto costo que pueda desplazar y por las funciones de respaldo que se pretenda conservar.
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. Costo de la energía de carga y criterio económico
Para esta evaluación preliminar no es necesario vincular el beneficio económico del BESS a una regla particular de compra en el MEM. El criterio fundamental es comparar el costo efectivo de la energía con que se recarga el BESS contra el costo variable de la generación turbogás que se evita.
Como referencia de trabajo para Monterrey se conserva un costo de energía de carga de $1.65 MXN/kWh. Este valor debe entenderse como una premisa económica representativa de energía disponible en periodos de menor costo, no como una afirmación de que cada kWh sea adquirido directamente en el MEM bajo una modalidad específica.
Ahorro económico unitario = costo variable evitado de la TG − costo efectivo de la energía de carga del BESS.
Este enfoque mantiene el análisis centrado en el ahorro por combustible y otros costos variables evitables de la generación turbogás. El análisis detallado de tarifas, PML, PND y precios del MEM se desarrolla por separado en el artículo especializado correspondiente.
3. Aprovechamiento diario del BESS
Una vez realizada la inversión, el BESS puede utilizarse diariamente cuando exista una diferencia favorable entre el costo de la energía de carga y el costo de la generación que se evita. Para 26 MW durante dos horas, la energía máxima inicial de descarga es de 52 MWh por ciclo.
En esta evaluación el beneficio principal se atribuye a la sustitución de generación turbogás de alto costo. Cualquier valorización adicional por diferencias horarias de precio o por otros servicios del sistema debe analizarse por separado para evitar doble contabilización.
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:
Instalaciones térmicas amortizadas. Las unidades turbogás existentes en Monterrey son instalaciones con décadas de servicio y su inversión original se encuentra esencialmente amortizada. Por ello, para esta comparación económica el costo relevante de su operación es principalmente el costo variable de generación, especialmente el combustible. En consecuencia, mientras mayor sea el número de horas de operación turbogás que pueda sustituirse económicamente mediante el BESS, mayor será el ahorro potencial y menor tenderá a ser el periodo de recuperación de la nueva inversión en almacenamiento.
$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 días en que el BESS sustituye generación turbogás se contabiliza únicamente el ahorro asociado a la diferencia entre el costo variable evitado de la TG y el costo efectivo de la energía utilizada para cargar el BESS. Para el caso base:
$226,200 MXN por día de sustitución de dos horas, antes de considerar degradación y otros costos del sistema.
El ahorro anual debe calcularse con las horas efectivas de generación turbogás que el BESS pueda sustituir:
Ahorro anual = MW sustituidos × horas TG sustituidas/año × 1,000 × ($/kWh TG − $/kWh de carga BESS).
Con el caso de referencia de 26 MW y un diferencial de $4.35 MXN/kWh, cada hora de generación turbogás sustituida representa aproximadamente $113,100 MXN de ahorro bruto. Por tanto, el resultado anual puede obtenerse directamente de las horas reales de operación evitadas, sin imponer un número arbitrario de días.
5. Resultado económico en función de las horas sustituidas
Al no disponer todavía del registro anual de operación de las unidades turbogás, no se adopta un número fijo de días ni un periodo único de recuperación. El resultado económico se expresa en función de las horas anuales de generación turbogás efectivamente sustituidas.
| Horas TG sustituidas por año | Ahorro anual de referencia | Recuperación simple de $125 MDP |
|---|---|---|
| 100 h/año | $11.31 millones MXN | ≈ 11.05 años |
| 200 h/año | $22.62 millones MXN | ≈ 5.53 años |
| 300 h/año | $33.93 millones MXN | ≈ 3.68 años |
| 400 h/año | $45.24 millones MXN | ≈ 2.76 años |
| 500 h/año | $56.55 millones MXN | ≈ 2.21 años |
Esta tabla es una sensibilidad matemática basada exclusivamente en el diferencial de referencia de $4.35 MXN/kWh y en una sustitución de 26 MW. No afirma cuántas horas operan actualmente las turbogás. El periodo real de recuperación deberá calcularse con los registros de operación, el perfil de potencia, la degradación, las pérdidas y el CAPEX definitivo.
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 capacidad energética disponible disminuye progresivamente a lo largo del periodo. Por ello, cualquier proyección acumulada de ahorro deberá aplicar la degradación a las horas efectivamente sustituidas de generación turbogás, en lugar de asumir una descarga económica diaria obligatoria.
18,980 MWh/año × 12 años × 0.85 = 193,596 MWh de energía potencialmente desplazada o valorizada durante la vida de evaluación.
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 a las horas anuales de sustitución de turbogás
Una vez que el análisis se centra en el ahorro por combustible, la variable económica más importante deja de ser un margen genérico de arbitraje y pasa a ser el número real de horas anuales en que el BESS pueda sustituir generación turbogás de alto costo.
Con el diferencial de referencia de $4.35 MXN/kWh, cada hora de sustitución a 26 MW representa aproximadamente $113,100 MXN de ahorro bruto. Por ello, una mayor utilización anual de la TG aumenta directamente la oportunidad económica del BESS, siempre que la energía de carga mantenga un costo suficientemente menor.
La instalación térmica ya está amortizada; el combustible no. Cuantas más horas de generación cara puedan desplazarse, mayor será el ahorro anual y más rápidamente tenderá a recuperarse la nueva inversión en almacenamiento.
8. Determinación de la autonomía económicamente óptima
El bloque de 26 MW / 52 MWh se conserva como caso base de referencia por su menor inversión inicial y porque permite cuantificar con claridad el beneficio de las primeras dos horas de descarga. Sin embargo, no debe considerarse de antemano como la capacidad óptima.
La alternativa de 26 MW / 104 MWh y, si la operación real lo justificara, una alternativa de hasta 26 MW / 156 MWh, deben evaluarse comparando el costo marginal de cada bloque adicional de almacenamiento contra el valor económico de las horas adicionales de generación turbogas que puedan evitarse.
En una instalación térmica ya amortizada, el valor económico del BESS proviene principalmente de evitar combustible caro, no de sustituir una inversión térmica pendiente de recuperar.
Criterio económico: Mientras mayor sea el número de horas de generación de alto costo que pueda sustituir económicamente el BESS, mayor será el ahorro anual y menor tenderá a ser el periodo de recuperación de la inversión; el punto óptimo deberá determinarse comparando el costo marginal de almacenamiento adicional contra el costo marginal de la generación evitada.
En el caso particular de Tecnológico, la observación reciente de periodos vespertino-nocturnos del orden de seis horas justifica que la evaluación económica no se limite a dos o cuatro horas. Esto no significa que deban instalarse automáticamente 156 MWh: el perfil real de potencia, la duración efectiva de la generación a sustituir y la reserva de energía que CFE decida conservar para contingencias pueden llevar a una capacidad óptima distinta.
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: El BESS de 26 MW / 52 MWh se conserva como caso base para estudiar la economía del proyecto, pero no se fija de antemano ni la autonomía óptima ni un periodo único de recuperación. El parámetro decisivo es el número real de horas anuales de generación turbogás de alto costo que puedan sustituirse. Con los registros reales de CFE podrá determinarse la capacidad de almacenamiento económicamente óptima y el periodo de recuperación correspondiente.
La variante con sobredimensionamiento DC (~62.4 MWh DC) sigue siendo técnicamente interesante para compensar degradación y mantener la energía útil contratada, pero su conveniencia financiera deberá compararse con el número efectivo de horas de sustitución y con el costo incremental real de las baterías.
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.