El anexo que decide quince años
Un requisito técnico cambió la economía de toda la generación renovable nueva de México hasta 2030. No está en una ley ni en un reglamento: está en el anexo de una convocatoria administrativa que ya modificó su propio calendario tres veces. La discusión pública es si el requisito es correcto. La pregunta que importa para quien financia es otra: qué tan difícil es cambiarlo.
El 11 de mayo de 2026, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación la Segunda Convocatoria para la atención prioritaria de solicitudes de permisos de generación e interconexión al Sistema Eléctrico Nacional, alineada con lo que el propio instrumento llama Planeación Vinculante. Está dirigida a proyectos de 0.7 MW o más con entrada en operación comercial entre 2027 y el primer semestre de 2030.
Su Anexo 14.4 establece que el dimensionamiento del sistema de almacenamiento de energía eléctrica sea de al menos un 30% de la capacidad de la central eléctrica, con duración mínima de tres horas.
Junto a ese requisito hay un segundo hecho que por separado parecería administrativo: la convocatoria ha modificado su calendario tres veces en cuatro meses. La ventana de solicitud ante la Comisión Nacional de Energía quedó del 6 de julio al 6 de agosto de 2026, y la resolución se trasladó a una sesión extraordinaria del Comité Técnico los días 8 y 9 de octubre, con notificación el 13.
Los dos datos juntos dicen algo que ninguno dice solo. Según estimaciones de especialistas del sector, un sistema de baterías importado eleva el CAPEX total del proyecto entre 25% y 35%, con un efecto de entre 10% y 25% sobre el costo nivelado de energía. Un requisito de esa magnitud, que gobierna decisiones de inversión hasta 2030, no está en la Ley del Sector Eléctrico ni en su reglamento ni en las disposiciones generales del regulador. Está en el anexo de un instrumento que ya demostró tres veces que se puede modificar.
De un lado, una necesidad real y bien diagnosticada. La red mexicana no tiene margen para absorber más intermitencia, la firmeza cuesta, y alguien tiene que pagarla. Exigir almacenamiento es una respuesta técnicamente defendible al mismo problema que el sistema lleva años sin resolver por la vía de la transmisión: al cierre de agosto de 2026, la Comisión Federal de Electricidad seguía reportando 77 proyectos de transmisión por licitar por 95,063 millones de pesos, con las mismas cifras de abril.
Del otro lado, el rango normativo del instrumento elegido. Una convocatoria administrativa es revisable convocatoria por convocatoria, sin proceso legislativo ni consulta pública. El instrumento se llama Planeación Vinculante y su calendario no lo ha sido.
La tensión no es entre regular y no regular. Es entre el contenido de la norma y el rango del instrumento que la contiene. La certidumbre regulatoria no la da lo que la regla dice; la da qué tan difícil es cambiarla. Un requisito estructural alojado en un anexo revisable comunica exactamente lo contrario de lo que su contenido pretende asegurar.
Hay un segundo polo que conviene nombrar sin adjetivos: el requisito traslada al generador privado, vía batería, parte del costo de firmeza que la red pública no aporta. Mientras la red no crezca, el respaldo lo compra quien quiere conectarse.
Si el requisito que define la rentabilidad de tu proyecto puede cambiar entre una convocatoria y la siguiente, ¿estás financiando un activo o estás financiando una posición en una regla?
Le toca, en primer lugar, al desarrollador mediano mexicano de generación distribuida y de parques de escala intermedia: el que compite en el rango de 0.7 a 30 MW, sin balance para absorber un 30% adicional de CAPEX ni estructura legal para cubrirse del riesgo regulatorio en un contrato de deuda a quince años. Un jugador internacional con acceso a capital barato y capacidad de importar baterías a escala absorbe ese requisito como un costo más. Un desarrollador local lo absorbe como un cambio de negocio.
Le toca también al usuario industrial mexicano que tenía en el pipeline un proyecto de autoabasto renovable como cobertura contra la tarifa eléctrica, y que está a punto de descubrir que el número que le presentaron hace un año ya no es el número.
Y le toca, de forma menos visible, a la proveeduría nacional. No hay cadena mexicana de sistemas de almacenamiento: el requisito se cumple importando. Cada punto de exigencia adicional es demanda que sale del país.
El efecto que importa no es el encarecimiento, es el de composición. Si el requisito se sostiene, el mercado de generación renovable mexicano no se frena: se concentra. El desarrollador local no desaparece por una regulación adversa —la regla es igual para todos— sino por costo de entrada. México puede terminar esta década con más almacenamiento instalado y menos desarrolladores nacionales construyéndolo, que es una forma de fortalecer el sistema debilitando a quien lo hace.
La ventana está fechada. El Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía resuelve la Segunda Convocatoria el 8 y 9 de octubre de 2026 y notifica el 13. Y el 7 de octubre vence el plazo de 180 días naturales para que se emitan el Reglamento de la Ley para el Fomento de la Inversión en Infraestructura Estratégica y los lineamientos de Hacienda. Las dos fechas caen en la misma semana, y esa semana es el mejor punto de observación del año para saber si el requisito va a subir de rango normativo o se va a quedar donde está.
Si tienes un proyecto en el pipeline o una decisión de autoabasto en el tablero, la decisión disponible en los próximos cuarenta días —y que se encarece si esperas al resultado— es dejar de tratar el requisito como un dato del proyecto y empezar a tratarlo como una variable con su propio escenario.
Primer movimiento, esta semana: pide a quien estructura tu caso base que lo recalcule con tres valores del requisito de almacenamiento —el 30% vigente, un escenario de 40% y un escenario sin requisito— y que te diga en cuál de los tres tu proyecto deja de cerrar. Ese es el número que necesitas, no el del caso base. Si tu proyecto solo cierra en un escenario, no tienes un proyecto: tienes una apuesta a que el anexo no cambie por cuarta vez.
Segundo movimiento, para la semana del 5 de octubre: observa si el requisito aparece incorporado a las disposiciones generales de la Comisión Nacional de Energía o al Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico. Si sube de rango, la incertidumbre que hoy castiga tu costo de capital se reduce y conviene acelerar. Si sigue en el anexo cuando se emita la tercera convocatoria, la señal es que en este mercado la regla es una variable, y eso cambia qué tipo de proyecto tiene sentido financiar en México hasta 2030.
La señal que no encaja con la lectura. Se publica igual: una nota que solo muestra lo que la confirma no es una lectura, es un argumento.
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Verificado el 27 de agosto de 2026. La redacción del requisito se coteja contra la cita literal que reproduce Garrigues: «que el dimensionamiento del sistema de almacenamiento de energía eléctrica sea al menos un 30% de la capacidad de la central eléctrica». Cuatro despachos independientes —Santamarina y Steta, Garrigues, Mijares y Mondaq— coinciden en el porcentaje, en la duración mínima de tres horas, en la ubicación del requisito en el Anexo 14.4, en la fecha de publicación en el DOF del 11 de mayo de 2026, en el umbral de 0.7 MW y en las tres modificaciones de calendario.
Lo que no se pudo hacer y se declara: el texto íntegro de la convocatoria en el DOF no se leyó directamente. El PDF de una de las modificaciones dejó de estar disponible en su servidor de origen. La nota se sostiene sobre la coincidencia de cuatro fuentes especializadas y sobre una cita literal, no sobre una lectura del documento original.
Sobre la base de cálculo del 30%, la nota deliberadamente no la afirma: el documento, según las fuentes consultadas, dice «capacidad de la central eléctrica» sin especificar si se mide sobre capacidad instalada, neta o bruta. Que un requisito de este peso económico no fije su propia base de medición es, en sí mismo, parte de lo que la nota describe.
Las cifras de 25% a 35% de incremento en CAPEX y de 10% a 25% en costo nivelado de energía son estimaciones de especialistas del sector, no cifras oficiales, y provienen de una fuente con interés en que el requisito se relaje. Se citan como lo que son y no se usan para ningún cálculo derivado. Las cifras de transmisión de la CFE —77 proyectos por licitar, 95,063 millones de pesos— son las reportadas en abril de 2026 y no se ha localizado reporte posterior.
Lo que debilitaría esta lectura, escrito antes de que aparezca.
Primero, la explicación más aburrida: que una convocatoria publicada en el Diario Oficial sea tan vinculante como cualquier norma para quien participa en ella, y que el rango del instrumento sea irrelevante en la práctica. Es cierto para el participante de esta convocatoria. Deja de serlo para quien planea a 2030 y necesita saber qué exigirá la tercera. La nota es sobre la previsibilidad entre convocatorias, no sobre la exigibilidad dentro de una.
Segundo, quién gana si esto se cree. Los desarrolladores privados que quieren el requisito relajado, y sus asesores legales: de despachos vienen tanto la lectura del instrumento como las estimaciones de sobrecosto. Nombrarlo no invalida el hecho —el porcentaje, la duración, el anexo y las tres modificaciones no dependen de ellos— pero condiciona la interpretación y obliga a no exceder lo que las fuentes sostienen.
Tercero, y es lo que más pesa: el archivo de señales contiene un caso que corre en dirección contraria. En la Ciudad de México, un mecanismo que nació en julio de 2025 como acuerdo administrativo revocable para acelerar permisos de vivienda pasó, en doce meses, a dictamen de reforma de tres leyes. Es la prueba de que en México un instrumento administrativo sí puede subir de rango normativo cuando hay voluntad de consolidarlo. Si eso ocurre con el requisito de almacenamiento antes de la tercera convocatoria, esta nota estará describiendo una etapa de transición y no un patrón, y habrá que decirlo.
Escrito antes de que aparezca la evidencia en contra.