Solar + BESS como energía primaria para cargas 24/7: qué hace falta

Qué significa «energía primaria»

Decir que solar y BESS son la energía primaria de una instalación no significa que sean la única fuente. Significa que son la fuente que cubre la mayor parte del consumo en operación normal, la que se despacha primero y la que define el costo de la energía del proyecto. Las demás fuentes, la red, la cogeneración o los motores, se quedan para lo que el sol y la batería no alcanzan a cubrir: las noches largas, las semanas nubladas, el mantenimiento y las fallas.

La distinción cambia la pregunta. Si solar fuera solo un complemento, bastaría con instalar lo que cabe en el techo. Como energía primaria de una carga que no se detiene, la pregunta es cuánta generación, cuánta batería y cuánto respaldo hacen falta para cubrir las 8,760 horas del año, y a qué costo.

Es una decisión distinta de la redundancia de misión crítica: los UPS y la generación de emergencia protegen la carga ante una falla y siguen siendo necesarios, sea cual sea la energía primaria.

El balance de 8,760 horas

Un año tiene 8,760 horas, y una carga 24/7 necesita energía en cada una. El error más común en una propuesta solar es comparar la energía que la planta produce en el año con la que la carga consume en el año. Las dos cifras pueden coincidir y, aun así, la carga quedarse sin energía todas las noches.

El balance correcto se hace hora por hora. Para cada hora del año se pone, de un lado, la carga real, con su crecimiento por etapas y sus picos de enfriamiento; del otro, la producción solar esperada en ese sitio, la energía que la batería puede entregar según lo que cargó durante el día y lo que aporta el respaldo. El resultado muestra lo que un promedio esconde: cuántas horas cubre el sol directamente, cuántas cubre la batería, cuántas quedan para el respaldo y cuánta energía solar sobra a mediodía sin tener dónde guardarse.

Con ese balance se decide cuánta batería conviene: más batería reduce las horas de respaldo, pero cada MWh adicional cuesta lo mismo aunque solo se use en las peores semanas del año.

Dos maneras de empezar: cubrir el día o cubrir las 24 horas

El módulo de Green Data Center by GIS Power sirve como ejemplo concreto. Parte de 1 MW de carga de TI que, con un PUE de diseño de 1.25, consume 1.25 MW en total. Sobre ese módulo se publican dos opciones de energía:

Parámetros de un concepto de diseño preliminar. Cada proyecto se dimensiona en su factibilidad.

La diferencia entre las dos opciones casi no está en los paneles, sino en la batería. En la opción A, el sol cubre el consumo del día y la batería trabaja como amortiguador: absorbe las variaciones de la producción solar y cubre la transición de la tarde. De noche, la carga se toma de la red o de la cogeneración. En la opción B, la batería tiene que guardar durante el día la energía de toda la noche, con margen para las pérdidas del ciclo, la degradación a lo largo del contrato y los días de poca radiación; por eso pasa de 5–10 MWh a 22–28 MWh por MW de TI.

La opción A es la primera etapa natural, con menor inversión y menos terreno. La opción B es el destino cuando el terreno y la carga lo justifican. Se puede migrar de A a B conforme crece la carga, si el diseño eléctrico y el terreno se previeron desde el inicio.

El respaldo firme: red, cogeneración o motores

Incluso en la opción B, una carga 24/7 necesita una fuente firme que no dependa del clima. Hay tres opciones, y la elección depende del sitio:

• La red. Si el sitio tiene interconexión con capacidad suficiente, la red es el respaldo más simple. La Ley del Sector Eléctrico pide que una central intermitente que inyecta energía a la red tenga respaldo propio o lo pague (art. 32), y los excedentes solo se pueden vender a la CFE. Conviene revisar ambos puntos al diseñar el despacho.
• Cogeneración. Donde hay demanda térmica, como el frío de un data center o el vapor de un proceso, la cogeneración es el respaldo que además trabaja: produce electricidad y aprovecha el calor. El grupo lo hizo en Querétaro, entre 2013 y 2014, en el primer data center con cogeneración en México: la planta de 4.2 MW de Alestra entregó el 100 % de la energía y del agua helada. Más en cogeneración.
• Motores a gas o diésel. Donde no hay red confiable ni demanda térmica, los motores dan la firmeza. Con la batería en el sistema, arrancan menos veces y trabajan en su punto de mejor eficiencia.

Una regla práctica: el respaldo se dimensiona para cubrir la carga completa sin sol y con la batería vacía. Es la condición que define la confiabilidad, aunque ocurra pocas horas al año.

Lo que hace el BESS además de guardar energía

La batería no solo desplaza energía del día a la noche. Hace tres trabajos que pesan en la operación:

• Sostiene la frecuencia. La producción solar cambia en segundos cuando pasa una nube, y la carga cambia cuando entra un equipo grande. El inversor de la batería responde más rápido que cualquier motor y mantiene estables la frecuencia y la tensión.
• Cubre los picos. Un pico de enfriamiento en la tarde puede cubrirse con la batería en lugar de arrancar una unidad más o de pedir más potencia a la red.
• Da reserva. Si una fuente sale de línea, la batería toma la carga en el acto y la sostiene mientras arranca otra unidad o se restablece la red.

Así funciona la microrred de Baker's Bay, en Bahamas, en la que el grupo participó como co-EPC entre 2020 y 2023. Es una microrred aislada, sin red pública y sin solar instalada, que alimenta todo el desarrollo las 24 horas: tres motores Jenbacher a gas natural licuado (4.2 MW), dos motores Caterpillar diésel (3.6 MW) y un BESS de 3 MW / 3 MWh, con redundancia N+2. Ahí el BESS sostiene la frecuencia, cubre picos sin encender otra unidad y entra como reserva mientras arranca un motor. Es el mismo papel que cumple la batería cuando la energía primaria es solar: la diferencia es que, además, guarda la energía del día.

Qué pedir en la factibilidad

Una factibilidad para una carga 24/7 debe contestar con cifras del sitio, no con promedios de la industria. Estos son los entregables que conviene exigir:

• Perfil de carga horario. Medido si la instalación ya opera; proyectado por etapas si es nueva, con los picos de enfriamiento o de proceso.
• Estudio solar P50/P90. El P50 es la producción esperada; el P90, la que se supera con 90 % de probabilidad. La batería y el respaldo se dimensionan contra el P90.
• Balance de 8,760 horas. Hora por hora, cuánto cubre el sol, cuánto la batería y cuánto el respaldo, y cuánta energía solar se pierde por no tener dónde guardarla.
• Despacho de la batería. Cuándo carga y cuándo descarga, qué reserva se guarda para transitorios y cómo cambia la capacidad útil con los ciclos durante el plazo del contrato.
• Respaldo y su costo. Qué fuente firme se usa, cuántas horas al año se espera que opere y qué cuesta tenerla disponible aunque no opere.
• Permisos y red. Qué figura de generación aplica, qué permiso pide la CNE según la capacidad (LSE arts. 19 y 30) y qué estudios de interconexión hacen falta. Más en permisos y desarrollo y en interconexión.

Para dimensionar un primer caso bastan tres datos: la ubicación, la carga por hora o por etapa y el terreno disponible. Con eso se ve qué opción cierra y cuánto respaldo hace falta. Las soluciones están en híbridos y BESS y en generación a gran escala; los esquemas para que la planta no la pague su empresa, en modelos de contratación.

Fuentes

• Green Data Center by GIS Power: concepto de diseño preliminar del módulo de 1 MW de TI.
• Historial de proyectos del grupo: Alestra Green Data Center y Baker's Bay (CV de PMI International y de GIS Power).
• Ley del Sector Eléctrico, DOF 18-mar-2025, arts. 19, 30 y 32.