Dónde conviene BESS y dónde refuerzos. Lectura por corredor, umbrales prácticos de tamaño/energía y marco financiero para 2026–2029.
La Convocatoria publicada el 17 de octubre de 2025 abrió una ruta acelerada para permisos y estudios, pero la decisión de aceptar refuerzos de red o hibridar con almacenamiento (BESS) no es simétrica en todo el país. Esta matriz de nodos críticos sintetiza señales de red por corredor y propone umbrales prácticos de BESS (potencia/energía, control y calidad) para 2026–2029, de modo que desarrolladores, banca y EPC puedan decidir con rigor dónde conviene pagar refuerzos, dónde conviene hibridar y dónde conviene esperar.
Capa sistémica. Partir de la planeación vinculante: capacidad objetivo por tecnología, corredores de transmisión programados, niveles de tensión disponibles (115/230/400 kV) y año objetivo de Entrada en Operación Comercial (EOC).
Capa nodal. Para cada subestación: saturación histórica, calidad (tensiones/armónicos), restricciones de corredor, topología aguas arriba (RNT/RGD) y costo estimado de refuerzos.
Capa de proyecto. Perfil horario de generación, flexibilidad técnica (rampas, control de potencia reactiva), capacidad de firmar Aceptación de Obras y garantía bajo MIC en los plazos que fija la Convocatoria.
Regla de oro: si la interacción nodal sugiere vertimientos/corte por congestión en >8–10% de horas del año, el BESS deja de ser un “nice to have” y se vuelve palanca de bancabilidad (firmness, reducción de curtailment y participación en servicios conexos).
Solar FV en 230 kV con riesgo moderado de congestión: 10–20% de potencia de la planta y 1–2 h de energía (p. ej., 50–100 MW / 50–100 MWh por cada 500 MW AC).
Solar FV en 115 kV o nodos con rampas pronunciadas: 20–30% / 2 h.
Eólica en 115 kV con variabilidad alta: 10–20% / 1–2 h, priorizando control de rampas y soporte de tensión.
Híbridos (FV+Eólica) anclados a 400 kV con refuerzos diferibles: 10–15% / 1–2 h suele capturar la mayor parte del valor sistémico sin sobredimensionar CAPEX.
Criterio financiero: cuando el CAPEX de refuerzos + costo de oportunidad por tiempos supera el CAPEX Δ de hibridar con BESS (a igualdad de TIR), el almacenamiento inclina la balanza—sobre todo si habilita curvas de inyección “suavizadas” que reducen restricciones operativas.
Perfil: viento con ráfagas y sensibilidad a restricción de exportación hacia RNT.
Lectura: los puntos a 115/138 kV funcionan si se controla rampa y se acomodan horizontes de viento nocturno.
BESS recomendado: Eólica 15–20% / 1–2 h para suavizar rampas, sostener tensión y mitigar corte en picos de congestión. Refuerzo conviene cuando se accede a 230/400 kV con costos razonables y EOC < 2028.
Perfil: fotovoltaico con horas pico diurnas concentradas, corredor con competencia por capacidad.
Lectura: aceptar refuerzos es defendible si el costo por MW asignado mantiene LCOE competitivo y el cronograma de obras de red es confiable.
BESS recomendado: FV 10–20% / 1–2 h para “recortar” acmé del mediodía y empalmar con rampas vespertinas; habilita PPA con entregas moldeadas.
Perfil: viento intenso, red de 115 kV con puntos de saturación estacionales.
Lectura: sin BESS se puede incurrir en curtailment local; refuerzo a 230 kV mejora firmeza pero depende de costos/tiempos.
BESS recomendado: Eólica 15–25% / 1–2 h; prioriza control de rampas y servicios de regulación para bancabilidad.
Perfil: alta coincidencia de pico solar; competencia por acoplarse a 230 kV.
Lectura: Hibridar suele ganar frente a refuerzos intermedios: múltiples plantas comparten corredores.
BESS recomendado: FV 15–25% / 2 h; cuando el nodo lo pide, agregar capacidad de respuesta rápida para calidad.
Perfil: sistema históricamente frágil; cada MW firme agrega valor operativo.
Lectura: si el costo de refuerzos es elevado o el horizonte los desliza post-2028, BESS se vuelve clave para bancar TIR.
BESS recomendado: Eólica 20% / 1–2 h; evaluar híbridos FV+Eólica+BESS para perfilar despacho y reducir dependencia de refuerzos.
Perfil: acceso a 400 kV con refuerzos de mayor cuantía pero alto valor sistémico.
Lectura: si la Aceptación de Obras habilita capacidad plena y ancla PPA firme, aceptar refuerzos puede maximizar NPV.
BESS recomendado: FV 10–15% / 1–2 h para perfilado fino; BESS como seguro operacional más que sustituto de refuerzo.
Capacidad asignada vs. solicitada. Si la admisible ≥85% de la meta, el caso mejora; por debajo, considerar faseo o BESS.
Costo de refuerzo por MW frente a ΔCAPEX de BESS. Sumar costo financiero y riesgo de cronograma.
Calidad y restricciones. Si el nodo sugiere >8–10% de corte potencial, dimensiona BESS para absorber picos y aplanar rampas.
Contrato y garantías. ¿El PPA valora energía desplazada/firmness? ¿La institución financiera avala MIC con BESS? Si sí, hibridar gana valor.
Modelado horario 8760 con escenarios (sin BESS / BESS 1 h / 2 h).
Curvas de rampa y cumplimiento de criterios de calidad (tensión/frecuencia/armónicos).
Escenario de red con y sin refuerzos; explicación de cómo el BESS reduce congestión local.
Caso financiero: LCOE/TIR/NPV con sensibilidad a precio de energía y servicios conexos; trazabilidad con el resultado del estudio.
Plan de operación: setpoints, límites, criterios de disparo y reservas; QA/QC de baterías e integración SCADA.
Dimensionar por capacidad de bid y no por perfil nodal real.
Subestimar tiempos de MIC o firmar Aceptación sin term sheet claro.
No reservar margen para servicios de red (dejas valor en la mesa).
Ignorar control de rampas: el BESS vale por energía y por potencia.
Mezclar DC-coupled y AC-coupled sin justificar pérdidas/curvas.
No prever degradación y reposición de módulos en 8–10 años.
Asumir que BESS “reemplaza” todas las restricciones: en varios nodos solo complementa refuerzos.
Olvidar la calidad: factor Q, flicker y límites de THD deben demostrarse.
No alinear EOC con ventanas de la planeación; pierdes prioridad.
No documentar Plan de Gestión Social: pesa en priorización y en la banca.
La Convocatoria habilita velocidad, pero también obliga a escoger: refuerzo vs. BESS (o ambos). Esta matriz sugiere que Istmo, Bajío-Occidente y Península son los campos donde el BESS genera mayor valor marginal 2026–2029; Centro-Oriental y Sureste-400 kV ofrecen casos donde aceptar refuerzos puede maximizar NPV si el cronograma es creíble. Llevar a comité una decisión informada exige modelado horario, sensibilidad financiera y una narrativa técnica que alinee seguridad, calidad y justicia energética.
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