Electricidad en México: costo económico de retrasar capacidad utilizable

01 — Pregunta comercial y definición del activo

La expansión de la demanda eléctrica en México no demuestra por sí sola que un proyecto concreto tendrá energía comercializable o rentabilidad positiva. El análisis examina el valor marginal de modificar la fecha de inicio de un activo hipotético de 20 MW. No representa una central real, un contrato CFE, un PPA adjudicado ni un ahorro de cliente observado. La distinción entre capacidad instalada, energía entregada y electricidad efectivamente cobrada es indispensable.

02 — Datos verificables y comparabilidad

Las primeras cifras provienen de Proyectos México y las proyecciones del plan energético publicado por SENER. No se deben restar indicadores SIN y SEN con perímetros distintos ni usar un pronóstico como demanda ya observada. La disponibilidad nacional de generación tampoco confirma capacidad firme en un nodo de transmisión. [F1] [F2]

03 — Mecanismo económico

Una capacidad adicional genera dinero si produce energía, puede entregarla, cuenta con derechos de comercialización y el margen recibido supera los costos relevantes. Riesgos importantes: limitación de despacho, interrupciones, retraso de interconexión, falta de combustible, curtailment renovable, costo del financiamiento y ausencia de clientes. Positiva generación técnica no es igual a beneficio financiero. Los proyectos deben modelarse con precios/márgenes, contratos, costos, impuestos y riesgo adecuados al caso.

04 — Modelo de diez años

Hipótesis: 20 MW; uso efectivo del 70%; 8,760 horas anuales; contribución marginal de MX$320/MWh después de costos variables supuestos; inversión inicial de MX$110 millones en t=0; descuento del 12% anual; diez años completos de flujos. El retraso de un año mueve los diez flujos un periodo sin alterar la inversión inicial. Son parámetros de escenario, no tarifas o costos reales de un activo identificado.

• C = 20 MW × 0.70 × 8,760 h/año × MX$320/MWh = MX$39,244,800/año.
• VPN puntual = −110m + Σ(t=1..10) C/(1.12)^t = MX$111.742m aproximadamente.
• VPN retrasado = −110m + Σ(t=2..11) C/(1.12)^t = MX$87.984m.
• Diferencia atribuible exclusivamente al inicio temporal = MX$23.758m.

No es un año completo de ingresos perdidos ni utilidad realizada. Si la concesión o el PPA termina en una fecha fija, el retraso elimina flujos terminales y exige otra fórmula. Si los desembolsos de construcción cambian de fecha, ambas trayectorias de CAPEX deben descontarse.

05 — Sensibilidad y falsación

Supongamos una intervención adicional de MX$9m con solo 30% de probabilidad sustentable de evitar el año: 0.30 × MX$23.758m − MX$9m ≈ −MX$1.873m de valor esperado. No conviene bajo esas hipótesis. Otra de MX$4m con igual eficacia tendría aproximadamente +MX$3.127m de valor esperado antes de riesgos adicionales. No se debe afirmar la probabilidad sin un cronograma verificado y análisis de proveedores.

El supuesto debe ser falsable: si no existe cliente que pague antes, la demora no es realmente crítica o el flujo de contribución es negativo, acelerar no genera el beneficio calculado. Tampoco corresponde mezclar pesos nominales con descuento real o dólares sin tratar inflación y tipo de cambio.

06 — Diligencia técnica y regulatoria

Verificar estudio de interconexión, disponibilidad de red y transformadores, factor de potencia, contratos de acceso y suministro, medición y liquidación, energización y prueba de protecciones. Para generación, combustible o recurso, P50/P90, disponibilidad, degradación, costos de operación y restricciones de entrega; para centros de consumo, perfiles de carga, tarifas de demanda, redundancia y confiabilidad. Una línea de 400 kV representa tensión, no 400 MW. Una transformación de 675 MVA no equivale directamente a 675 MW.

07 — Ruta comercial y proveedores

Mapear la partida que retrasa los ingresos: transformadores, equipos de maniobra, protección, SCADA, construcción de línea, ingeniería o comisionamiento. El contrato solo es oportunidad si se identifican comprador, paquete financiado, elegibilidad, calendario de compras y competencia real. Los kilómetros instalados de red no son un volumen de licitaciones y la demanda prevista de 2039 no es una orden de compra.

08 — Modelo integral para una empresa cliente

Un mandato profesional vincularía ingeniería y flujo de caja: contratos y offtake, CAPEX en fechas reales, OPEX, curtailment, riesgo de suministro, costos de deuda, amortizaciones, impuestos y escenarios de precios. Haría una comparación del mejor remedio, alternativa más barata y no intervención; incluiría riesgo de liquidez y restricciones de ejecución. Atribuir una ventaja requiere línea base acordada, fecha real de energización, datos de venta y costos comprobables.

09 — Condiciones para detener el proyecto

Rechazar una intervención cuando no cambia la ruta crítica; el cliente no puede facturar antes; la confiabilidad no se cumple; hay riesgos legales o de pago superiores al valor esperado; o una alternativa con menos inversión y entrega más lenta presenta mayor VPN. La investigación debe poder concluir que la opción correcta es no gastar.

10 — Fuentes y control de calidad

[F1] Proyectos México, datos de 2025 sobre electricidad nacional. [F2] Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–2039 de SENER, con línea base 2024 y escenario de 2039. Separar cifras observadas de pronósticos; el modelo financiero utiliza hipótesis explícitas y se verifica con cálculo independiente.

11 — Anexo avanzado: tasa de descuento y estructura financiera

El mayor costo temporal a una tasa superior no significa que el proyecto completo sea más rentable: el VPN total suele disminuir cuando aumenta la tasa. Deben distinguirse flujos de la empresa descontados con WACC después de impuestos y flujos del accionista descontados con costo de capital propio. La tasa nominal en pesos requiere flujos nominales en pesos; agregar impuestos, capital de trabajo, depreciación, desmantelamiento y cronograma real de CAPEX.

12 — Verificación de capacidad de pago y ahorros reales

Si hay deuda, verificar CFADS, DSCR, vencimientos y caja mínima bajo escenarios de despacho, restricción de red y precio bajo. Antes del encargo documentar una línea base y alternativas; después comparar certificados de puesta en servicio, ingresos cobrados y costos incurridos ajustando cambios del mercado. Separar VPN esperado, costo del remedio y valor realizado. Nunca llamar ahorro auditado a una diferencia puramente modelada.

14 — Almacenamiento detrás del medidor en el Bajío — prueba de inversión dimensionada

La tabla oficial de enero de 2026 para GDMTH Bajío contiene energía base a MX$0.8612/kWh y punta a MX$1.9418/kWh. Los cargos variables comunes son transmisión MX$0.1801/kWh, CENACE MX$0.0076/kWh y servicios conexos MX$0.0069/kWh. Es una referencia histórica de ese mes, no la tarifa actual ni un contrato confirmado. Se excluyen cargos de demanda/capacidad.

Se suponen 22 días operativos al mes, 4 horas de descarga en punta, profundidad de descarga máxima de 80% y reserva de degradación hasta 90% de la energía inicial. Potencia de descarga (kW) = kWh desplazados/(22 × 4). Energía nominal instalada (kWh) = kWh desplazados/(22 × 0.80 × 0.90). Energía comprada para carga = kWh desplazados/eficiencia. El tipo de cambio MX$18/US$ es exclusivamente supuesto, no una cotización. El dato de US$192/kWh es referencia mundial de instalaciones de escala de red en 2024, no oferta EPC mexicana.

Análisis de decisión con tres escenarios

Los casos representan supuestos alternativos, NO una distribución de probabilidades. El escenario central es una referencia explícita, no la media aritmética de tres casos. Sin probabilidades sustentadas en evidencia, ponderar resultados daría una precisión ilusoria. Ninguna ganancia modelada es un ahorro realizado por un cliente.

Formula (units MXN and kWh): gross monthly variable-charge benefit = peak displaced kWh × [(1.9418 + 0.1946) − (0.8612 + 0.1946)/η]. Net monthly benefit = gross − incremental operating costs. NPV = net monthly benefit × Σ(t=1..60) (1+r_month)^(-t) − installed kWh × assumed US$/kWh × assumed 18 MXN/USD. Here r_month = (1.12)^(1/12) − 1. En los tres casos, el arbitraje de energía no recupera el costo estimado del sistema. La decisión es NO APROBAR una compra basada solo en diferencial horario, salvo que beneficios adicionales medidos de demanda o continuidad justifiquen el costo. Regla: comunicar el escenario CENTRAL como referencia provisional y publicar por separado todo el rango. No promediar tres casos elegidos arbitrariamente; usar valor esperado ponderado solo con probabilidades auditables. Datos imprescindibles: tarifa GDMTH vigente; 12–24 meses de datos de consumo a 15 minutos; intervalos punta reales y cargos de demanda; pérdidas de carga/descarga; regulación, seguridad contra incendio, garantías y degradación; presupuestos EPC locales; impuestos; FX y costo de capital del proyecto. [V5-S1] Diario Oficial de la Federación, 30 de enero de 2026: cargos GDMTH Bajío. [V5-S2] IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024 (publicado julio de 2025): costo promedio instalado BESS de US$192/kWh en 2024. [V5-S3] BloombergNEF, 9 diciembre 2025: precio promedio del paquete estacionario de US$70/kWh (no costo instalado).

15 — V6: calendario tarifario y decisión de inversión (sustituye el supuesto horario fijo de V5)

El cálculo V5 suponía cuatro horas punta todos los días operativos. El horario GDMTH del Sistema Interconectado Nacional diferencia temporadas: entre semana en verano la punta corresponde a 20:00–22:00 (dos horas), en invierno a 18:00–22:00 (cuatro horas), con dos horas adicionales los sábados de invierno (19:00–21:00). El verano inicia el primer domingo de abril y termina el sábado anterior al último domingo de octubre. Este nuevo modelo calcula los horarios por fecha desde noviembre de 2026 hasta octubre de 2031; sustituye la simplificación V5 para decisiones prospectivas, mientras conserva V5 como referencia histórica.

Tres escenarios coherentes

Registro de supuestos por escenario

Energía diaria desplazada = factor de ejecución × min(potencia de descarga kW × horas punta elegibles, energía instalada kWh × 80% de profundidad utilizable × 90% de margen técnico × (1 − degradación anual)^años). Compra de carga = descarga / eficiencia de ida y vuelta. Beneficio variable mensual = energía descargada × (cargo punta + cargos comunes) − energía cargada × (cargo base + cargos comunes), aplicando la evolución nominal supuesta a las tarifas; descontar OPEX actualizado. VPN = valor presente de 60 beneficios mensuales netos menos el costo inicial ilustrativo. Beneficio adicional mensual para equilibrio = max(0, −VPN) / factor de anualidad descontada.

Los tres casos son juicios técnicos alternativos, no probabilidades ni una muestra estadística. La referencia central es el caso de trabajo: nunca debe usarse la media simple como pronóstico. Escalamiento tarifario, degradación, capacidad de ejecución, costo de instalación y eficiencia son supuestos. Los cargos de enero de 2026 en Bajío son referencia histórica, no tarifas verificadas para octubre de 2026. Se cuentan horas punta entre semana y sábados de invierno; no se han depurado festivos individualmente y el factor de ejecución es una sensibilidad, no un calendario oficial de festivos.

El beneficio adicional de equilibrio NO es un ahorro por demanda observado ni un ingreso contratado: indica qué valor mensual neto adicional habría que comprobar mediante reducción de cargos por demanda, resiliencia u otros beneficios permitidos. No se pueden sumar beneficios solapados. Hacen falta recibos, carga medida por intervalos, garantías, cotizaciones locales, horarios actuales, tipo de cambio y cálculos fiscales antes de recomendar inversión.

[V6-S1] Horarios estacionales GDMTH del SIN: https://sidof.segob.gob.mx/notas/docFuente/5747760 . [V6-S2] DOF, tarifa GDMTH Bajío, enero de 2026: https://sidof.segob.gob.mx/notas/docFuente/5779203 . [V6-S3] IRENA, referencia global de inversión BESS de 2024, publicada en 2025: https://www.irena.org/Digital-Report/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 . Datos completos: models/v6_seasonal_dispatch.json y models/v6_monthly_cashflows.csv.

16 — Anexo de decisión integrada: conexión, tiempo y efectivo

El escenario de inversión en energía tiene dos conceptos que deben mantenerse separados: el valor de evitar un año de retraso de un activo hipotético y la conveniencia de adquirir almacenamiento para arbitraje de horarios tarifarios. El primero representa el valor temporal de un mismo flujo operativo; el segundo compara un egreso de CAPEX con ahorro variable estimado y OPEX. Ambos requieren diferentes mediciones y no pueden sumarse como si correspondieran al mismo proyecto. La conclusión tiene que explicitar qué decisión se evalúa, quién paga el costo, quién recibe el flujo y si existe un contrato que permita cobrarlo.

Contratos y contribución energética

Con potencia P = 20 MW, utilización hipotética u = 0.70 y 8,760 h/año, el volumen sería E = P × 8,760 × u = 122,640 MWh/año. A contribución de MX$320/MWh, el flujo operativo ilustrativo sería CF = MX$39.2448 millones anuales. Si se conserva idéntico flujo operativo de diez años y se posterga su inicio doce meses, el costo temporal a 12% anual se calcula como ΔVP = CF × [(1 − (1.12)^(-10))/0.12] × [1 − 1/1.12] ≈ MX$23.758 millones. Es una medida de contribución descontada restringida; no incluye costo inicial, impuestos, deuda, precio de electricidad contratado ni indexación.

El tratamiento del proyecto real debe separar energía generada, energía entregada, energía efectivamente pagada, pérdidas técnicas, indisponibilidad y restricciones de despacho. La misma cifra de MW de capacidad no garantiza 8,760 horas utilizables. La tasa de descuento debe corresponder a moneda, inflación y riesgo de los flujos. Para líneas, subestaciones y acometidas, la prueba clave es el derecho formal de interconexión y aceptación, no la mera existencia de demanda regional.

Árbol de decisiones y alternativas excluyentes

Tres alternativas plausibles para un atraso son esperar sin intervención, pagar una prima por aceleración técnica o dividir la puesta en servicio por fases. Una alternativa parcial debe valorarse con el perfil real de kW/MW cobrables en cada fecha. La ecuación relevante es VPN incremental = VP(FCF con alternativa) − VP(FCF sin alternativa) − costo adicional, con un escenario de fracaso que incorpore penalidades o costos no recuperables. Si el gasto acelera equipos pero no permisos ni contratos, ΔFCF = 0 y la intervención debe rechazarse. Si reduce efectivamente el camino crítico, su costo máximo admisible es el valor presente neto demostrado, menos contingencias y una reserva por riesgos.

17 — Almacenamiento: dimensionalidad, curva horaria y límites operativos

El ejemplo V6 utiliza 60 meses calendario, de noviembre de 2026 a octubre de 2031. Para cada día, estima el máximo despacho permitido por horas de punta y potencia del inversor, energía útil de la batería, degradación y factor de captura operativo. El volumen mensual es la suma diaria, no 22 días × 4 horas multiplicada uniformemente en todas las estaciones. El modelo actual contabiliza dos horas de punta entre semana en verano y cuatro en invierno, más dos horas en determinados sábados invernales según el horario de referencia empleado. Como el documento regulatorio es histórico, su vigencia y aplicabilidad al cliente deben reconfirmarse antes de una contratación.

Para cada kWh descargado, la compra necesaria de carga es 1/η kWh, de modo que la ventaja variable mensual es energía entregada × [(tarifa punta + cargos comunes) − (tarifa base + cargos comunes)/η], menos OPEX. La base incorpora cargos comunes identificados en la tarifa usada como referencia, pero omite cambios en demanda facturable, coincidencia de máximos mensuales, IVA, derechos de interconexión y una posible remuneración por resiliencia. No incluir esas partidas no equivale a que valgan cero. También se debe comprobar que la batería puede recargarse efectivamente en horario base sin aumentar potencia máxima ni provocar otro costo.

El escenario central muestra aproximadamente MX$2.298 millones de beneficio operativo descontado en cinco años, MX$21.818 millones de costo instalado ilustrativo y VPN ≈ −MX$19.520 millones. Con esos supuestos el arbitraje energético es NO APROBABLE. Su punto de equilibrio requiere aproximadamente MX$428,182 al mes de beneficio neto adicional equivalente; no es un ahorro ya existente ni prueba de que un contrato real lo ofrezca. Cualquier ahorro por demanda debe calcularse con las reglas de facturación efectivas y cargas medidas en intervalos, evitando contabilizar dos veces los mismos kWh o reducir ficticiamente un máximo no coincidente.

18 — Verificación financiera y recomendación condicional

La decisión se basa en tres escenarios coherentes: adverso, central y favorable, cada uno con eficiencia, frecuencia de despacho, degradación, inflación de tarifas, OPEX y costo inicial explícitos. No se promedian porque no existe distribución empírica para asignar pesos. La aprobación exigiría como mínimo: doce o veinticuatro meses de curvas de carga con intervalos de 15 minutos, recibos completos, clasificación tarifaria, horario aplicable, oferta llave en mano, presupuesto de operación y recambio, restricciones de seguridad, permisos, aval de interconexión, garantías y escenario de tipo de cambio. A partir de esos documentos se reconstruyen flujo libre después de impuestos, IRR y cobertura de deuda si hay financiamiento.

La medida de valor de la inteligencia es la diferencia entre la alternativa implementada y el contrafactual defendible, neta de costos y honorarios; también se reporta como valor económico evitar un proyecto con VPN negativo. Sin transacciones observadas y línea base, la cifra de ahorro evitado es únicamente la pérdida modelada que la decisión busca no materializar. No se presenta como beneficio ya generado ni como ingreso propio de LARGITAS.

Actualización de evidencia (octubre de 2026): Se cotejaron los importes históricos GDMTH Bajío de enero de 2026 con el aviso primario del DOF del 30 de enero de 2026. La verificación confirma los insumos de ese mes, no una tarifa actual del cliente ni una proyección para 2027–2031. El calendario oficial del SIN publicado en 2025 confirma los horarios de punta entre semana utilizados como referencia; antes de asesorar a un cliente deberán validarse años posteriores, días festivos y contratos específicos.

19 — Corrección V10: comparar costos instalados por capacidad útil, no por energía nominal

El punto de referencia mundial de IRENA para baterías instaladas en 2024 utiliza USD por kWh de capacidad útil (figura 9.2), no un denominador irrestricto de capacidad nominal. La versión V6 había aplicado esos costos unitarios a los kWh nominales. Se conserva su cálculo histórico, pero la unidad del denominador no corresponde automáticamente a la fuente. [F3]

Esta corrección toma provisionalmente como capacidad útil inicial 80 % de los kWh nominales, conforme al supuesto de profundidad de descarga del ejercicio anterior. No multiplica el costo por el factor adicional de 90 % de ajuste técnico/energía terminal, empleado para el despacho y no identificado por IRENA como su definición de capacidad útil. Sin una cotización de proveedor o integrador EPC en México con capacidad útil AC garantizada y unidades homogéneas, el CAPEX verdadero sigue sin verificarse. Los costos supuestos de US$260 / US$192 / US$150 por kWh útil y el tipo de cambio de MX$18/US$ son escenarios ilustrativos, no precios de oferta ni cotizaciones cambiarias actuales.

Fórmula: kWh útiles iniciales = kWh nominales × 0,80; CAPEX provisional (MX$) = kWh útiles × costo supuesto USD/kWh útil × tipo de cambio supuesto MXN/USD. Se conserva el flujo tarifario V6 de 60 meses sin modificaciones; VPN corregido = VP de contribución tarifaria V6 − CAPEX corregido. El faltante dividido por el factor de anualidad descontada constituye un umbral de equilibrio, no un ahorro mensual observado.

La decisión continúa siendo NO APROBAR una inversión basada exclusivamente en arbitraje de energía en los tres escenarios. El CAPEX central corregido e ilustrativo equivale a unos MX$17,45 millones, frente a MX$21,82 millones en la aritmética V6 anterior. Se trata de una corrección de modelo, no de MX$4,36 millones de ahorros reales ni de descuento comercial comprobado. La recomendación para un cliente exige especificación de kWh útiles AC garantizados, oferta EPC mexicana, mediciones de carga por intervalo, tarifa vigente, costos fiscales y financieros, degradación garantizada y todos los componentes de facturación. El escenario central es una referencia, no el promedio simple ni el valor esperado probabilístico. El resultado V6 anterior se mantiene arriba únicamente para trazabilidad histórica. [F3]