El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) proyecta que la demanda eléctrica llegará a 54,000 MW este verano.
En 2023 y 2024, acercarse a ese límite ya hizo que el margen de reserva operativa (el colchón de electricidad extra que el sistema guarda por si algo falla) cayera por debajo del 3%, y eso derivó en cortes de electricidad para la industria.
54,000 MW
demanda eléctrica máxima proyectada por CENACE para el verano de 2026
¿Qué está pasando con la demanda eléctrica este verano en México?
El director general de CENACE confirmó en un evento de la Secretaría de Energía que el pico esperado para 2026 es de 54,000 MW, por encima del récord anterior de 53,000 MW, alcanzado tanto en 2023 como en 2024.
La siguiente tabla ilustra las consecuencias que hubo estos últimos dos años:
2023
53,000 MW
Margen de reserva por debajo del 3%; cortes rotativos a nivel nacional.
2024
53,000 MW
2.6 millones de usuarios afectados por cortes; en Jalisco, el Consejo de Cámaras Industriales (CCIJ) reportó pérdidas de $200 a 250 millones de pesos para la industria, con casos de hasta $20 MDP en el sector alimentario.
2026 (proyectado)
54,000 MW
Apodaca, Monterrey y San Nicolás de los Garza (Nuevo León) y la Península de Yucatán ya reportaron interrupciones este verano. CENACE describe la temporada como apretada, aunque sin déficit de suministro.
Fuentes: Forbes México, INDEX, CCIJ, CIAJ, COFEPRIS.
El patrón se repite: cada vez que la demanda rompe un récord, el margen de maniobra del sistema se reduce, y en los últimos dos años eso ya se tradujo en apagones reales. La proyección de 2026 profundiza el problema y prende las alarmas en muchas empresas.
Aquí hay una diferencia importante que explica por qué el sistema se tensa aunque México «tenga suficiente electricidad» en papel.
La capacidad instalada es la electricidad máxima que el país podría generar si todas sus plantas trabajaran al mismo tiempo, casi 92,000 MW. Pero esa cifra es un techo teórico, no lo que realmente está disponible en el momento exacto del pico.
La energía solar y eólica forman parte de la generación eléctrica del país. Actualmente su aporte conjunto ronda el 40% de su capacidad en el momento exacto del pico, es decir, al atardecer, cuando el sol ya se está poniendo pero la demanda de electricidad sigue alta porque el calor no ha bajado.
Con el almacenamiento en baterías se puede resolver este desfase al guardar la energía solar generada durante el día para usarla en la noche, cuando ya no hay sol pero la red sigue exigida.
Factor adicional en 2026: el Mundial de fútbol elevó entre 3% y 10% el consumo eléctrico en las ciudades sede (Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey), por el uso masivo de pantallas, aire acondicionado y climatización en estadios, hoteles y centros comerciales, justo en las semanas más calurosas del año.
El riesgo mayor, según el directivo de CENACE, estuvo en la confiabilidad del suministro de gas natural en el sureste del país, más que en la capacidad instalada.
La Península de Yucatán fue la zona que más preocupó a CENACE (el operador del Sistema Eléctrico Nacional), tanto que se instalaron 150 MW de plantas de emergencia portátiles en la región para pasar la temporada.
¿Por qué esto eleva el riesgo de microcortes para la industria?
Para una planta con demanda superior a 100 kW en media tensión, la factura eléctrica se rige por la tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH). Esta tarifa no solo cobra la energía consumida en kWh, también penaliza el cargo por demanda máxima, calculado sobre el pico más alto registrado en intervalos de 15 minutos.
En otras palabras: si tu planta consume poca electricidad casi todo el mes pero un día arrancan varias máquinas al mismo tiempo, ese momento de 15 minutos de consumo alto puede definir buena parte de la factura completa, aunque el resto del periodo hayas operado de forma eficiente.
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Horario punta: 20:00 a 22:00 horas, el tramo más caro de la tarifa y el de mayor estrés de la red.
La industria consume más durante la jornada laboral, entre las 6:00 y las 20:00. El pico de las 20:00 a las 22:00 lo genera principalmente el consumo residencial, cuando la gente llega a casa y usa luces, aire acondicionado y electrodomésticos.
Pero la tarifa GDMTH no mide el momento de mayor actividad de tu planta, mide específicamente lo que consumes durante esas dos horas de la noche. Turnos nocturnos, refrigeración, servidores o procesos continuos que sigan operando ahí se cobran al precio más alto, y pueden definir buena parte de tu factura aunque no sea tu momento de mayor consumo del día.
Las tarifas ya subieron: los ajustes recientes en la región peninsular llegaron a 5.45% en horario base y 5.55% en horario punta, con un incremento promedio nacional cercano al 5.35%.
El costo tarifario es solo una parte del riesgo. Cuando la red opera al límite, la probabilidad de microcortes y variaciones de voltaje aumenta, y para un proceso productivo eso significa líneas detenidas, equipo sensible dañado y materia prima perdida, sin previo aviso.
¿Qué sectores tienen menos margen para resistir un pico sin respaldo?
El nivel de riesgo depende del tipo de proceso industrial en cada planta.
Los procesos continuos son los que menos margen tienen para absorber un corte eléctrico, y varios sectores ya lo han documentado en veranos recientes:
Manufactura y automotriz
Hasta 200 MDD por hora, a nivel nacional
Un microcorte activa paros de emergencia en los controladores que manejan las líneas automatizadas, y reiniciarlas puede tardar horas.
En corredores de nearshoring (Nuevo León, Querétaro, el Bajío, Chihuahua) un corte genera además multas por retrasos en la entrega.
Alimentos y bebidas
$20 MDP en pérdidas individuales, Jalisco 2024
Si una pasteurizadora se detiene a la mitad del proceso, el lote no se puede retomar donde quedó.
Si una cámara frigorífica pierde potencia, el inventario empieza a deteriorarse desde el primer minuto sin luz.
Química y plásticos
Pérdida total de la materia prima en proceso
En extrusoras e inyectoras, el material se solidifica durante el corte.
El equipo queda inutilizado hasta que se limpia a mano, lo que suma horas de paro además del material perdido.
Farmacéutica
Riesgo de invalidar el lote completo
Un corte durante la liofilización o la fermentación puede arruinar un lote que tardó semanas en producirse.
COFEPRIS y estándares como la FDA y la EMA exigen documentar cualquier desviación de temperatura.
Fuentes: Index, Forbes México, CCIJ, CIAJ, COFEPRIS.
¿Cómo protege el BESS la continuidad operativa?
Un Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS), por sus siglas en inglés, atiende dos frentes al mismo tiempo:
Frente financiero
Carga energía en horarios de menor costo y la descarga en horario punta, reduciendo el cargo por demanda máxima. Retornos de inversión de 3 a 4 años según el perfil de consumo.
Frente operativo
Ante un corte o caída de tensión, responde en milisegundos, sin la latencia ni la logística de combustible de un generador diésel. La planta sigue operando mientras la red resuelve la contingencia.
El marco regulatorio también empuja en esta dirección. Desde marzo de 2025, el Acuerdo A/113/2024 de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) exige que todo nuevo proyecto de generación renovable incluya almacenamiento equivalente a por lo menos el 30% de su capacidad, con un mínimo de 3 horas de autonomía.
El siguiente esquema resume la situación que enfrenta tu planta este verano y cómo el BESS la resuelve: el pico de 54,000 MW y su efecto en tu tarifa, frente a lo que cambia cuando tu planta cuenta con este sistema.
De un verano al límite a una planta que no depende de él
Situación
Pico de 54,000 MW en el Sistema Eléctrico Nacional, el mismo nivel que en 2023 y 2024 ya hizo caer el margen de reserva por debajo del 3%
Sube el riesgo de un pico caro y de un microcorte, porque el cargo por demanda máxima de la tarifa GDMTH se calcula justo en ese horario punta
Solución
El BESS carga en horario base y descarga en horario punta, y responde en milisegundos si ocurre una falla en la red
Tu producción sigue corriendo, con factura más predecible y continuidad operativa, aunque la red esté al límite
Un sistema dimensionado con 2 a 4 horas de autonomía cubre la gran mayoría de los cortes rotativos de CFE.
En EMMI creemos que la energía debe ser una ventaja para tu negocio, no un riesgo que dependa del clima o de un récord de demanda. Integramos autoconsumo solar y BESS bajo un mismo proyecto de ingeniería, procura y construcción (EPC), con personal propio y sin subcontratación, para que tu planta esté lista antes de que llegue el próximo pico de calor.
Profundiza más sobre el almacenamiento de energía industrial y cómo reducir costos con BESS en nuestra entrada del blog que habla sobre el tema.
Leer artículoLo que puedes hacer ahora
- Revisa tu recibo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y ubica cuánto representa el cargo por demanda máxima en tu tarifa.
- Identifica si tu planta tuvo microcortes o variaciones de voltaje en los últimos dos veranos.
- Solicita un diagnóstico técnico que mida tu perfil real de consumo antes del pico de calor.
- Evalúa si tu proceso puede tolerar una interrupción de minutos sin pérdida de producto o daño a equipo.
Preguntas frecuentes
¿Un sistema BESS funciona para evitar apagones en época de alta demanda?
Sí. El BESS responde en milisegundos ante cualquier falla o corte de la red, antes de que los equipos sensibles registren la caída de tensión.
¿Cuánto tiempo tarda la instalación de un sistema BESS?
Con EMMI, el proyecto completo (autoconsumo solar más almacenamiento) se ejecuta en un promedio de 40 días, con stock propio y sin demoras por desabasto.
¿Puedo financiar el sistema sin poner capital propio?
Sí, existen dos modalidades: la compra directa del sistema (CAPEX), con beneficio fiscal de depreciación acelerada, o un contrato de compra de energía a precio fijo (PPA), sin inversión inicial y con el mismo precio de energía durante el plazo del contrato.
¿Qué mantenimiento requiere el sistema?
EMMI da monitoreo y mantenimiento preventivo y correctivo 24/7 con personal propio, sin depender de terceros para que el sistema siga operando al máximo.
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