Generación eléctrica en México: del combustóleo al gas natural, BESS, IoT y Smart Grid

La historia reciente de la generación eléctrica en México puede entenderse también como la historia de una enorme transformación tecnológica.

Durante décadas, México aprovechó su condición de país petrolero para producir electricidad utilizando combustibles derivados de la refinación. Posteriormente llegaron las centrales de ciclo combinado, los gasoductos desde Estados Unidos, la apertura a productores independientes, las energías renovables y, más recientemente, los sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS).

Pero existe otra transformación menos visible.

Una central eléctrica, una subestación o una instalación industrial moderna ya no solamente debe generar y distribuir energía. También debe medir qué ocurre dentro de sus equipos y, cada vez más, qué ocurre en su entorno.

Temperatura, corriente, tensión, armónicos, vibraciones, calidad de energía, emisiones, partículas atmosféricas y variables meteorológicas pueden convertirse en datos.

Los datos pueden transmitirse mediante sistemas de comunicaciones industriales.

Y esos datos pueden integrarse en SCADA, plataformas de gestión energética, bases de datos y herramientas analíticas para detectar anomalías, generar alarmas, optimizar procesos y desarrollar estrategias de mantenimiento predictivo.

Por ello, entender cómo México pasó del combustóleo al gas natural también ayuda a comprender hacia dónde se dirige la infraestructura eléctrica nacional.

México alcanza un récord de generación mediante ciclo combinado

En octubre de 2026, Industry & Energy Magazine reportó un dato que resume perfectamente la transformación del sistema eléctrico mexicano.

Entre enero y julio de 2026, las centrales de ciclo combinado produjeron 127,968 GWh, aproximadamente 60.3% de la generación eléctrica nacional durante ese periodo.

La generación mediante esta tecnología aumentó aproximadamente 35% respecto a 2018.

Pero existe una segunda cifra igualmente importante: México obtiene del exterior alrededor de 75% del gas natural que consume, principalmente de Estados Unidos.

De enero a julio de 2026, las importaciones mexicanas de gas estadounidense alcanzaron un promedio récord cercano a 6,800 millones de pies cúbicos diarios.

Esto significa que una parte fundamental de la infraestructura eléctrica mexicana depende actualmente de una cadena que comienza cientos o miles de kilómetros antes de que un electrón llegue al usuario:

producción de gas → procesamiento → gasoductos estadounidenses → frontera → gasoductos mexicanos → centrales de ciclo combinado → subestaciones → transmisión → distribución → consumidor.

¿Cómo llegó México hasta aquí?

Para entenderlo debemos regresar varias décadas.

México en los años setenta y ochenta: petróleo, Pemex y generación termoeléctrica

Durante buena parte del siglo XX, utilizar derivados del petróleo para producir electricidad tenía una lógica energética y económica clara.

México era un importante productor petrolero.

Pemex extraía petróleo, las refinerías producían gasolinas, diésel y otros productos, y los combustibles residuales podían aprovecharse como energético.

El combustóleo tuvo una presencia importante en centrales termoeléctricas mexicanas.

Conviene distinguirlo del coque de petróleo. Aunque ambos están asociados con procesos de refinación, son productos diferentes. El coque es un material sólido rico en carbono que ha tenido importantes aplicaciones industriales, incluyendo la industria cementera, mientras que el combustóleo es un combustible líquido pesado que históricamente tuvo gran importancia en generación termoeléctrica.

El modelo tenía una ventaja evidente desde la perspectiva de seguridad energética:

México producía una parte importante del combustible que utilizaba.

Sin embargo, las centrales termoeléctricas convencionales presentaban desventajas que se hicieron cada vez más importantes.

Entre ellas:

• menor eficiencia frente a tecnologías posteriores;
• emisiones de dióxido de azufre (SO₂);
• óxidos de nitrógeno (NOx);
• partículas;
• gases de efecto invernadero;
• mayores exigencias ambientales asociadas con la combustión de combustibles pesados.

El combustible que durante décadas representó una ventaja para un país petrolero comenzó gradualmente a convertirse en un problema tecnológico y ambiental.

El factor ambiental: por qué el combustóleo perdió atractivo

La sustitución progresiva del combustóleo no puede explicarse exclusivamente por el precio del gas natural.

También debemos considerar la evolución de la regulación ambiental.

En México, la regulación de emisiones provenientes de equipos de combustión evolucionó hasta la actual NOM-085-SEMARNAT-2011, que establece niveles máximos permisibles para contaminantes provenientes de equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición.

La regulación contempla contaminantes relacionados con la combustión como partículas, monóxido de carbono, dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno.

Esto introdujo una nueva variable económica.

El precio de un combustible ya no podía analizarse únicamente como:

precio por unidad de energía.

También había que considerar:

combustible + eficiencia + emisiones + sistemas de control + operación + mantenimiento + cumplimiento ambiental.

En ese escenario, el gas natural presentaba ventajas importantes frente a los combustibles pesados, especialmente respecto a emisiones de azufre y partículas.

La presión ambiental también llegó del extranjero

Las transformaciones internacionales del mercado de combustibles también tuvieron consecuencias.

Un ejemplo importante fue IMO 2020.

A partir del 1 de enero de 2020, la Organización Marítima Internacional redujo de 3.50% a 0.50% masa/masa el límite global de contenido de azufre del combustible utilizado por los buques fuera de determinadas áreas de control de emisiones.

La regulación no prohibió que México utilizara combustóleo en sus centrales eléctricas.

Sin embargo, sí modificó el mercado internacional de combustibles residuales con alto contenido de azufre.

Esto muestra algo fundamental:

la política eléctrica mexicana no ocurre de manera aislada.

Las decisiones relacionadas con generación eléctrica pueden verse afectadas por:

• regulación ambiental mexicana;
• mercados internacionales de petróleo y gas;
• regulación marítima internacional;
• políticas climáticas;
• compromisos internacionales;
• avances tecnológicos;
• disponibilidad de combustibles;
• infraestructura de transporte;
• nuevas tecnologías de generación.

La transición del combustóleo hacia el gas fue, por tanto, consecuencia de varias fuerzas actuando simultáneamente.

Los años noventa: comienza una nueva arquitectura eléctrica

Durante los años noventa comenzó a modificarse también el modelo institucional.

La reforma de 1992 a la legislación eléctrica permitió nuevas modalidades de participación privada, incluyendo la figura de Productor Independiente de Energía (PIE).

El cambio resultaría fundamental para las décadas siguientes.

Empresas privadas podían desarrollar centrales de generación bajo determinados esquemas mientras CFE podía adquirir la energía producida.

Al mismo tiempo, una tecnología estaba cambiando la economía de la generación eléctrica mundial:

el ciclo combinado.

Una central de ciclo combinado aprovecha el combustible dos veces.

Primero:

gas natural → turbina de gas → generador eléctrico.

Después, los gases calientes de escape contienen todavía una cantidad considerable de energía térmica.

En lugar de desperdiciarla:

gases de escape → recuperador de calor → vapor → turbina de vapor → segundo generador.

La combinación permite alcanzar eficiencias considerablemente superiores a las de muchas centrales termoeléctricas convencionales.

México encontró entonces una combinación extremadamente atractiva:

participación privada + ciclos combinados + gas natural.

Zedillo: comienza a tomar forma el nuevo modelo

Durante el gobierno de Ernesto Zedillo continuó desarrollándose el modelo de productores independientes y se intentaron reformas más profundas del sector eléctrico.

Aunque no todas prosperaron, la dirección tecnológica estaba cambiando.

Las nuevas centrales podían construirse alrededor del ciclo combinado y el gas natural.

El cambio no ocurrió de un día para otro. México continuó utilizando combustóleo, carbón, hidroeléctricas y otras tecnologías.

Pero había comenzado una transformación estructural.

Fox: expansión del gas natural y los ciclos combinados

Durante el gobierno de Vicente Fox continuó la incorporación de centrales de ciclo combinado y productores independientes.

El gas natural comenzó a ocupar una posición cada vez más importante dentro de la matriz eléctrica.

Desde el punto de vista tecnológico tenía varias ventajas:

• mayor eficiencia;
• menores emisiones locales que combustibles pesados;
• plantas relativamente rápidas de desarrollar;
• capacidad de generación despachable;
• compatibilidad con turbinas de fabricantes internacionales;
• creciente infraestructura de suministro.

Pero todavía faltaba un acontecimiento que cambiaría radicalmente la economía del gas en Norteamérica.

Calderón y la revolución del shale gas estadounidense

Durante los años 2000 y especialmente a partir de finales de esa década, Estados Unidos experimentó una transformación energética extraordinaria.

La combinación de perforación horizontal y fracturación hidráulica permitió desarrollar enormes recursos de shale gas.

La producción estadounidense aumentó.

Y México se encontraba justamente al lado de uno de los mercados de gas natural más grandes y dinámicos del planeta.

El resultado fue una poderosa señal económica:

gas abundante + infraestructura fronteriza + ciclos combinados eficientes.

Paralelamente, México comenzó a desarrollar con mayor fuerza políticas relacionadas con energías renovables y transición energética.

La matriz comenzaba a diversificarse.

Sin embargo, el gas natural continuaría creciendo.

Peña Nieto: Reforma Energética, Mercado Eléctrico y gasoductos

La Reforma Energética de 2013-2014 representó uno de los cambios institucionales más importantes del sector.

En 2014 se publicó la Ley de la Industria Eléctrica, que reguló la planeación y control del Sistema Eléctrico Nacional, transmisión, distribución y otras actividades de la industria eléctrica.

También se desarrolló el Mercado Eléctrico Mayorista.

Pero simultáneamente ocurrió otra transformación física fundamental:

México construyó una enorme infraestructura para transportar gas natural.

Gasoductos nacionales y transfronterizos permitieron llevar gas estadounidense hacia diferentes regiones del país.

La lógica era poderosa:

shale gas estadounidense → gasoductos → centrales de ciclo combinado → electricidad competitiva → industria.

Sin embargo, esta arquitectura tenía una vulnerabilidad.

México estaba aumentando enormemente su capacidad para transportar gas, pero tenía una capacidad muy limitada para almacenarlo.

El proyecto mexicano de almacenamiento estratégico de gas natural

En marzo de 2018, la Secretaría de Energía publicó la Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural.

El objetivo contemplaba desarrollar un inventario estratégico equivalente a un mínimo de cinco días de demanda, aproximadamente 45 Bcf, para 2026.

CENAGAS quedó encargado de coordinar el desarrollo de esta infraestructura.

También se estudiaron posibilidades de almacenamiento subterráneo utilizando campos agotados o económicamente inviables.

La lógica era similar a la de otros inventarios estratégicos:

cuando el suministro normal funciona, se constituye inventario; cuando ocurre una emergencia, existe una reserva.

Esta pieza es fundamental porque revela la diferencia entre dos conceptos:

infraestructura de transporte y seguridad de suministro.

Un país puede disponer de numerosos gasoductos y, al mismo tiempo, ser vulnerable si una interrupción importante ocurre antes de que el combustible entre al sistema.

López Obrador: cambia la política energética, pero continúa el gas

A partir de 2018 cambió considerablemente la orientación política del sector energético.

El gobierno de Andrés Manuel López Obrador priorizó el fortalecimiento de Pemex y CFE y buscó modificar diferentes elementos del modelo establecido durante la Reforma Energética.

Sin embargo, existe una distinción importante entre:

modelo jurídico y realidad física del sistema eléctrico.

Las centrales de ciclo combinado ya existían.

Los gasoductos ya existían.

La demanda eléctrica continuaba creciendo.

Y tanto centrales privadas como centrales vinculadas a CFE necesitaban gas.

Por ello, aunque la orientación institucional cambió, la importancia física del gas natural dentro del Sistema Eléctrico Nacional continuó aumentando.

Texas 2021: una advertencia sobre la seguridad energética

En febrero de 2021 una severa tormenta invernal afectó Texas y otras regiones de Estados Unidos.

La producción y transporte de gas natural sufrieron afectaciones.

México experimentó inmediatamente las consecuencias.

El episodio puso en evidencia una característica crítica de cualquier sistema energético:

capacidad instalada no significa necesariamente energía disponible.

Una central de ciclo combinado puede estar físicamente disponible, pero necesita combustible.

Una central solar necesita radiación.

Una eólica necesita viento.

Una hidroeléctrica necesita disponibilidad hidráulica.

Un BESS necesita energía almacenada previamente.

La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de la combinación de recursos, infraestructura, inventarios, transmisión, almacenamiento y capacidad de respuesta.

Baja California: cuando el diésel vuelve a ser necesario

Baja California ofrece otro ejemplo interesante.

Durante muchos años su sistema eléctrico permaneció aislado del Sistema Interconectado Nacional.

Cuando una región necesita nueva capacidad rápidamente y enfrenta limitaciones de transmisión o combustible, pueden utilizarse tecnologías que desde otras perspectivas parecerían menos atractivas.

Entre ellas se encuentran unidades que utilizan diésel.

Esto muestra que la transición energética no necesariamente ocurre siguiendo una línea recta:

combustóleo → gas → renovables.

La realidad puede ser:

gas + renovables + hidro + diésel de respaldo + almacenamiento + transmisión + gestión de demanda.

La seguridad energética requiere redundancia.

Sheinbaum: nuevo marco jurídico energético

El sector volvió a experimentar una transformación jurídica durante el gobierno de Claudia Sheinbaum.

El 18 de marzo de 2025 se publicó un amplio paquete legislativo que incluyó:

• Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad;
• Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos;
• Ley del Sector Eléctrico;
• Ley del Sector Hidrocarburos;
• Ley de Planeación y Transición Energética;
• Ley de Biocombustibles;
• Ley de Geotermia;
• Ley de la Comisión Nacional de Energía.

CFE y Pemex adoptaron nuevamente una arquitectura institucional diferente y la planeación estatal recuperó un papel central.

Pero existe una continuidad que atraviesa gobiernos con políticas energéticas muy diferentes:

México continúa necesitando grandes cantidades de gas natural.

En 2026 el ciclo combinado representa aproximadamente 60% de la generación eléctrica nacional en los primeros siete meses del año.

Esto conduce a una conclusión importante.

México pasó de una dependencia petrolera interna a una dependencia gasífera externa

Durante los años setenta y ochenta podía visualizarse aproximadamente esta cadena:

petróleo mexicano
↓
Pemex
↓
refinación
↓
combustóleo
↓
CFE
↓
electricidad

Actualmente una parte muy importante del sistema funciona mediante otra:

gas estadounidense
↓
gasoductos
↓
México
↓
ciclos combinados
↓
subestaciones
↓
red eléctrica
↓
consumidores

La primera tenía importantes problemas ambientales y de eficiencia.

La segunda presenta grandes ventajas tecnológicas y ambientales frente al combustóleo, pero introduce un nuevo riesgo:

dependencia del suministro externo de combustible.

Y no es solamente una discusión histórica.

En octubre de 2026, problemas en infraestructura de Texas volvieron a reducir temporalmente los flujos hacia México.

Por ello, la siguiente etapa de la transición energética mexicana debe considerar simultáneamente generación, combustibles, transmisión, almacenamiento y digitalización.

¿Qué viene después del ciclo combinado?

Sería incorrecto asumir que México simplemente sustituirá todas sus centrales de gas por paneles solares o aerogeneradores.

Un sistema eléctrico necesita mantener permanentemente el equilibrio entre generación y demanda.

Por ello, la matriz futura probablemente combinará múltiples tecnologías:

• ciclos combinados;
• generación solar;
• generación eólica;
• hidroeléctrica;
• geotermia;
• energía nuclear;
• generación distribuida;
• sistemas BESS;
• interconexiones;
• almacenamiento de combustibles;
• gestión de demanda.

Y existe un componente adicional:

digitalización.

La red eléctrica del futuro necesitará saber qué está ocurriendo prácticamente en tiempo real.

De la generación eléctrica al Smart Grid

Una infraestructura eléctrica moderna puede visualizarse como una cadena:

GENERACIÓN

↓

TRANSFORMACIÓN

↓

TRANSMISIÓN

↓

SUBESTACIÓN

↓

MEDIA TENSIÓN

↓

PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO

↓

MEDICIÓN

↓

SENSORES IoT

↓

COMUNICACIONES

↓

SCADA / SMART GRID

↓

SERVIDORES / NUBE

↓

BASES DE DATOS

↓

ANALÍTICA

↓

OPERACIÓN + MANTENIMIENTO PREDICTIVO + GESTIÓN ENERGÉTICA + GESTIÓN AMBIENTAL

En iTepeyac® trabajamos precisamente en diferentes niveles de esta arquitectura.

Desde transformadores eléctricos y subestaciones eléctricas de media tensión hasta seccionadores eléctricos, medición, comunicaciones, calidad de energía y sensores IoT.

El objetivo ya no es únicamente transportar electricidad.

También es convertir la infraestructura eléctrica en una fuente de información útil para tomar decisiones.

Monitoreo atmosférico: medir también el impacto alrededor de la instalación

La evolución de las regulaciones ambientales introduce otra necesidad tecnológica:

medir el ambiente.

Una estación de monitoreo atmosférico puede integrar, dependiendo del proyecto y de la regulación aplicable, analizadores y sensores para variables como:

• PM10;
• PM2.5;
• SO₂;
• NO;
• NO₂;
• NOx;
• CO;
• O₃;
• temperatura;
• humedad relativa;
• presión atmosférica;
• velocidad del viento;
• dirección del viento;
• precipitación;
• radiación solar y otras variables meteorológicas.

Estos sistemas permiten desarrollar series históricas, detectar eventos y correlacionar condiciones atmosféricas con procesos industriales o energéticos.

En México, la NOM-156-SEMARNAT-2012 establece condiciones mínimas para el establecimiento y operación de sistemas de monitoreo de calidad del aire.

El Sistema Nacional de Información de la Calidad del Aire (SINAICA) permite además consultar información procedente de redes y estaciones de monitoreo del país.

Pero es importante distinguir dos conceptos.

Monitoreo de calidad del aire y CEMS no son lo mismo

Una estación de monitoreo de calidad del aire ambiente busca conocer las concentraciones existentes en el aire de una zona determinada.

Un Continuous Emission Monitoring System (CEMS) se utiliza para determinar continuamente concentraciones o tasas de emisión asociadas con una fuente.

Dependiendo de la aplicación, un CEMS puede integrar analizadores de gases, sistemas de acondicionamiento de muestra, medición de flujo y sistemas de adquisición y manejo de datos.

La U.S. Environmental Protection Agency mantiene especificaciones y procedimientos de aseguramiento de calidad para diferentes aplicaciones CEMS.

Por ello, en un proyecto industrial es fundamental determinar primero qué se pretende conocer:

¿calidad del aire alrededor de la instalación?

¿emisiones de una fuente específica?

¿variables meteorológicas?

¿cumplimiento regulatorio?

¿información operacional?

La instrumentación debe seleccionarse a partir del objetivo de medición y la regulación aplicable.

De una estación atmosférica al IoT industrial

Una estación moderna ya no tiene por qué funcionar como una isla.

Los datos pueden formar parte de una arquitectura mucho mayor.

Por ejemplo:

sensor atmosférico → adquisición de datos → comunicaciones → servidor → base de datos → dashboard → alarma → análisis histórico.

La misma filosofía puede aplicarse a los activos eléctricos y mecánicos.

En iTepeyac integramos sensores IoT para monitoreo eléctrico, Smart Grid e industria destinados a convertir diferentes variables físicas y eléctricas en información accionable.

Esto abre la puerta al concepto de mantenimiento basado en condición.

Termografía inteligente: encontrar una anomalía antes de la falla

Una inspección termográfica tradicional proporciona una fotografía térmica del activo en el momento de la inspección.

El monitoreo térmico permanente cambia el paradigma.

En lugar de preguntar:

¿cómo estaba el equipo cuando vino el técnico?

podemos comenzar a preguntar:

¿cómo se ha comportado su temperatura durante las últimas semanas o meses?

Esto puede resultar especialmente útil en:

• transformadores;
• conexiones eléctricas;
• barras;
• tableros;
• interruptores;
• terminales;
• cables;
• bushings;
• seccionadores;
• motores;
• equipos críticos.

La información térmica puede correlacionarse con carga, temperatura ambiente y condiciones operativas.

Así, la termografía deja de ser únicamente una imagen y comienza a convertirse en una serie de datos históricos.

Monitoreo de vibraciones y mantenimiento predictivo

El mismo concepto puede aplicarse a maquinaria rotativa.

Motores, bombas, ventiladores, compresores, generadores y otros equipos producen patrones de vibración.

La instrumentación adecuada permite registrar esas variables y estudiar tendencias.

Una arquitectura típica puede ser:

sensor de vibración
↓
gateway
↓
red industrial
↓
servidor / nube
↓
histórico
↓
analítica
↓
alarma / mantenimiento

El objetivo es avanzar desde un modelo exclusivamente correctivo hacia estrategias de mantenimiento preventivo y, cuando la calidad y cantidad de datos lo permiten, predictivo.

Calidad de energía: no todos los electrones llegan iguales

La disponibilidad de electricidad no es la única variable importante.

También importa su calidad.

Problemas eléctricos pueden incluir:

• huecos de tensión;
• sobretensiones;
• interrupciones;
• transitorios;
• armónicos;
• flicker;
• desbalance;
• variaciones de frecuencia;
• bajo factor de potencia.

Estas perturbaciones pueden afectar procesos industriales, centros de datos, hospitales, electrónica sensible, variadores de frecuencia y otros equipos.

iTepeyac ofrece analizadores de calidad de energía para aplicaciones industriales y de infraestructura crítica, incluyendo equipos Clase A para diagnóstico avanzado.

El monitoreo permanente permite pasar nuevamente de:

“ocurrió una falla”

a:

“sabemos qué ocurrió, cuándo ocurrió y qué variables eléctricas existían antes, durante y después del evento”.

Eso cambia radicalmente la capacidad de diagnóstico.

Medición eléctrica: del medidor al Big Data

Un sistema moderno de medición tampoco termina en el medidor.

Puede comenzar con:

TC / TP
↓
medidor
↓
gateway
↓
comunicaciones
↓
servidor
↓
base de datos
↓
software
↓
analítica

En nuestra guía de sistemas de medición y gestión de energía explicamos cómo transformadores de instrumento, medidores, sensores, comunicaciones y sistemas informáticos pueden integrarse dentro de una arquitectura común.

También contamos con soluciones de medidores eléctricos para aplicaciones industriales, comerciales y relacionadas con el Mercado Eléctrico Mayorista.

El medidor deja entonces de ser solamente un instrumento de facturación.

Se convierte en una fuente de datos.

Sensores ópticos y nuevas formas de medir la red eléctrica

La digitalización también está transformando la instrumentación tradicional.

Tecnologías de sensado óptico permiten obtener variables eléctricas para aplicaciones de monitoreo, calidad de energía y Smart Grid.

Estas soluciones pueden complementar arquitecturas tradicionales basadas en transformadores de instrumento.

Su valor aumenta cuando la información puede integrarse con otros sistemas.

Por ejemplo:

corriente + tensión + calidad de energía + temperatura + vibración + variables ambientales.

Cada sensor responde una pregunta.

El verdadero valor aparece cuando podemos relacionar las respuestas.

Media tensión: la infraestructura física detrás del Smart Grid

La digitalización no elimina la necesidad de infraestructura eléctrica.

Todo lo contrario.

Detrás de cualquier Smart Grid siguen existiendo:

• transformadores;
• cables;
• barras;
• interruptores;
• seccionadores;
• restauradores;
• relevadores;
• TC;
• TP;
• medidores;
• subestaciones.

iTepeyac suministra e integra diferentes soluciones de transformadores eléctricos, incluyendo equipos de distribución y transformadores de potencia para aplicaciones de mayor capacidad.

También ofrecemos subestaciones eléctricas y equipos de media tensión.

En redes subterráneas, los seccionadores eléctricos de media tensión permiten aislar y maniobrar diferentes segmentos de la red, con alternativas manuales, telecontroladas y configuraciones para automatización.

La red inteligente sigue necesitando una red física robusta.

SCADA: donde comienzan a encontrarse los datos

SCADA permite supervisar y, dependiendo de la arquitectura, controlar equipos distribuidos geográficamente.

En una infraestructura eléctrica pueden encontrarse protocolos y tecnologías como:

• DNP3;
• IEC 61850;
• IEC 60870;
• Modbus;
• Ethernet industrial;
• fibra óptica;
• radioenlaces.

Una arquitectura puede integrar información procedente de:

relevadores + medidores + seccionadores + restauradores + sensores + analizadores de calidad de energía + estaciones ambientales.

La información puede posteriormente llegar a:

RTU / gateway → comunicaciones → SCADA → historiador → base de datos → analítica.

Así comienza a desaparecer la frontera tradicional entre OT, instrumentación y datos.

Del SCADA al Big Data energético

Cuando un sistema acumula información durante meses o años aparece una posibilidad todavía más interesante.

No solamente podemos observar el estado actual.

Podemos estudiar tendencias.

Supongamos que un transformador comienza a mostrar un incremento de temperatura.

La temperatura aislada puede decir poco.

Pero imaginemos disponer simultáneamente de:

• temperatura del transformador;
• temperatura ambiente;
• corriente;
• potencia;
• factor de potencia;
• armónicos;
• historial de sobrecargas;
• calidad de energía;
• condiciones meteorológicas.

Entonces podemos hacer preguntas mucho más sofisticadas:

¿La temperatura aumentó porque aumentó la carga?

¿Cambió la temperatura ambiente?

¿Existe un problema de calidad de energía?

¿El comportamiento es diferente al observado históricamente con la misma carga?

El valor no está únicamente en instalar más sensores.

Está en integrar los datos correctamente.

La central eléctrica del futuro también será una central de datos

Podemos resumir aproximadamente medio siglo de evolución así:

Años 70–80

El objetivo fundamental era:

combustible → electricidad.

Años 90–2000

La prioridad evolucionó hacia:

combustible → mayor eficiencia → electricidad.

Años 2010

Se agregaron con mayor fuerza:

renovables + mercado + automatización + regulación ambiental.

Años 2020

La arquitectura comienza a integrar:

generación + almacenamiento + sensores + comunicaciones + datos + analítica + gestión ambiental.

Por eso una central, una subestación o una planta industrial moderna puede convertirse también en una enorme fuente de datos.

BESS: la siguiente pieza de la transformación

Los Battery Energy Storage Systems (BESS) agregan una nueva capacidad al sistema eléctrico:

desacoplar parcialmente el momento en que se produce la energía del momento en que se utiliza.

Dependiendo de su diseño y aplicación, un BESS puede participar en funciones relacionadas con:

• manejo de picos;
• integración renovable;
• respuesta rápida;
• respaldo;
• regulación;
• gestión energética;
• calidad y estabilidad de la red.

Pero un BESS no es simplemente un conjunto de baterías.

Un proyecto puede requerir:

baterías + PCS/inversores + transformadores + tableros + media tensión + protección + medición + comunicaciones + EMS + SCADA + monitoreo térmico + seguridad.

Esto conecta directamente el almacenamiento con la infraestructura eléctrica tradicional y con la nueva infraestructura digital.

Smart Grid: cuando la red puede observarse y reaccionar

La expresión Smart Grid describe mucho más que instalar medidores inteligentes.

Una red inteligente combina infraestructura eléctrica con:

sensores + automatización + comunicaciones + sistemas de información.

Por ejemplo:

Un seccionador detecta una condición.

Un relevador procesa información.

Una RTU comunica el evento.

SCADA lo recibe.

Un operador toma una decisión o una lógica automatizada ejecuta una acción previamente definida.

Paralelamente, medidores y sensores continúan generando información.

La red física y la red digital comienzan a funcionar juntas.

Del monitoreo eléctrico al monitoreo ambiental integral

Aquí aparece una oportunidad especialmente interesante para instalaciones industriales, energéticas e infraestructura crítica.

¿Por qué limitar la supervisión únicamente a variables eléctricas?

Una arquitectura integrada podría incorporar:

VARIABLES ELÉCTRICAS

tensión, corriente, potencia, energía, armónicos, frecuencia, factor de potencia.

VARIABLES DEL ACTIVO

temperatura, vibración, condición.

VARIABLES AMBIENTALES

PM2.5, PM10, SO₂, NOx, CO, O₃ y meteorología, cuando sean aplicables al proyecto.

VARIABLES OPERACIONALES

estado de interruptores, alarmas, protecciones, eventos.

Todas pueden terminar formando parte de una estrategia de datos.

La pregunta deja entonces de ser:

¿Qué sensor necesito?

y pasa a ser:

¿Qué necesito saber de mi proceso, mis activos, mi consumo energético y mi entorno para operar mejor?

Una nueva arquitectura para infraestructura crítica

Podemos imaginar una instalación industrial moderna como diferentes capas:

CAPA 1 — POTENCIA

Generación, transformadores, subestaciones, tableros, seccionadores y distribución.

CAPA 2 — INSTRUMENTACIÓN

TC, TP, medidores, sensores eléctricos, térmicos, vibración y ambientales.

CAPA 3 — PROTECCIÓN Y CONTROL

IED, relevadores, PLC, RTU y automatización.

CAPA 4 — COMUNICACIONES

Fibra, Ethernet industrial, radio y protocolos industriales.

CAPA 5 — SUPERVISIÓN

SCADA, HMI y gestión de alarmas.

CAPA 6 — DATOS

Historiadores, servidores, bases de datos y nube.

CAPA 7 — INTELIGENCIA

Analítica, mantenimiento basado en condición, optimización energética y detección de anomalías.

Ésta es una forma diferente de entender la infraestructura eléctrica.

¿Qué soluciones puede integrar iTepeyac?

En iTepeyac® trabajamos con soluciones para infraestructura eléctrica e industrial que pueden abarcar diferentes niveles del proyecto:

• subestaciones y media tensión;
• transformadores;
• seccionadores;
• protección y control;
• transformadores de instrumento;
• medición eléctrica;
• calidad de energía;
• comunicaciones industriales;
• SCADA y telecontrol;
• sensores IoT;
• termografía inteligente;
• monitoreo de vibraciones;
• instrumentación para Smart Grid;
• sistemas de adquisición y gestión de datos;
• soluciones de monitoreo ambiental, de acuerdo con los requerimientos específicos del proyecto.

Nuestro enfoque consiste en analizar la aplicación y determinar qué equipos, instrumentos y sistemas de comunicación pueden integrarse para obtener información útil.

No todos los proyectos necesitan todas las tecnologías.

Una subestación puede requerir telecontrol.

Una industria puede necesitar calidad de energía.

Una planta puede necesitar vibración y termografía.

Una instalación energética puede requerir monitoreo atmosférico.

Un sistema BESS puede necesitar media tensión, transformación, medición, protección, comunicaciones y SCADA.

La arquitectura correcta depende del problema que se pretende resolver.

Del combustóleo al dato: cincuenta años de transformación

La historia de la generación eléctrica mexicana muestra una evolución extraordinaria.

México pasó de utilizar intensivamente combustibles derivados de su propia industria petrolera a desarrollar un sistema donde el ciclo combinado alimentado con gas natural ocupa una posición dominante.

El cambio estuvo impulsado simultáneamente por:

tecnología, eficiencia, economía, regulación ambiental, infraestructura y política energética.

Pero esta solución generó una nueva vulnerabilidad.

Una parte fundamental del gas proviene actualmente de Estados Unidos.

La siguiente transformación probablemente será todavía más compleja.

No consistirá simplemente en sustituir una tecnología por otra.

Consistirá en combinar:

generación convencional + energías renovables + almacenamiento + transmisión + media tensión + automatización + medición + monitoreo ambiental + comunicaciones + datos.

La electricidad del futuro no solamente deberá producirse.

Deberá medirse, supervisarse, almacenarse, comunicarse y administrarse.

Y probablemente ésa sea una de las mayores transformaciones que experimentará el sistema eléctrico mexicano durante las próximas décadas.

Preguntas frecuentes sobre generación eléctrica, gas natural y digitalización

¿Cuál es actualmente la principal tecnología de generación eléctrica en México?

Durante enero-julio de 2026, las centrales de ciclo combinado generaron aproximadamente 60.3% de la electricidad nacional, de acuerdo con datos de SENER recopilados por el Monitor de Energía del IMCO y reportados por Industry & Energy Magazine.

¿Por qué México sustituyó parte de la generación con combustóleo por gas natural?

No existió una sola causa. Influyeron la mayor eficiencia del ciclo combinado, disponibilidad y precio del gas natural norteamericano, desarrollo de gasoductos y mayores exigencias ambientales relacionadas con contaminantes como SO₂, NOx y partículas.

¿México produce todo el gas natural que utiliza?

No. México depende fuertemente de las importaciones, principalmente desde Estados Unidos. En 2026 aproximadamente 75% del gas consumido en el país procede del exterior.

¿México tiene almacenamiento estratégico de gas natural?

En 2018 se estableció una política que contemplaba alcanzar para 2026 un inventario estratégico equivalente a cinco días de demanda proyectada, aproximadamente 45 Bcf. El desarrollo de almacenamiento continúa siendo un tema central para la seguridad energética mexicana.

¿Qué es una estación de monitoreo atmosférico?

Es una instalación instrumentada destinada a medir determinadas variables de calidad del aire y/o meteorológicas. Dependiendo de su objetivo puede medir contaminantes como PM2.5, PM10, SO₂, NOx, CO y O₃, además de variables meteorológicas.

¿Una estación de calidad del aire es igual que un CEMS?

No. Una estación de calidad del aire mide las condiciones ambientales en una ubicación. Un CEMS está orientado al monitoreo continuo de emisiones asociadas con una fuente y debe diseñarse conforme a la regulación y aplicación correspondientes.

¿Qué es el monitoreo de calidad de energía?

Consiste en medir y registrar parámetros y perturbaciones eléctricas como tensión, frecuencia, armónicos, transitorios, huecos, sobretensiones, flicker y desbalance para conocer el comportamiento real del suministro.

¿Cómo se relacionan IoT y mantenimiento predictivo?

Los sensores IoT permiten recopilar continuamente variables como temperatura, vibración o parámetros eléctricos. Al almacenar históricos y analizar tendencias pueden identificarse comportamientos anormales que apoyen estrategias de mantenimiento basado en condición y predictivo.

¿Qué papel tiene SCADA en una red eléctrica?

SCADA permite centralizar información procedente de equipos de campo, supervisar estados, recibir alarmas y, cuando la arquitectura lo permite, ejecutar comandos remotos. Puede comunicarse con relevadores, RTU, medidores, seccionadores y otros dispositivos.

¿Qué es Smart Grid?

Es la integración de la infraestructura eléctrica con medición, sensores, automatización, comunicaciones y sistemas informáticos para obtener mayor visibilidad y capacidad de gestión de la red.

¿Cómo puede participar iTepeyac en estos proyectos?

iTepeyac puede participar desde la infraestructura eléctrica de media tensión hasta instrumentación, medición, protección, comunicaciones, sensores IoT, calidad de energía y sistemas de supervisión, desarrollando una arquitectura de acuerdo con las necesidades particulares de cada proyecto.

¿Tiene un proyecto de generación, industria, BESS, Smart Grid o monitoreo?

En iTepeyac® integramos soluciones de infraestructura eléctrica, media tensión, medición, IoT industrial, calidad de energía, comunicaciones y monitoreo para proyectos industriales, comerciales y de infraestructura crítica.

Podemos analizar los requerimientos eléctricos, de instrumentación y comunicaciones de cada aplicación para seleccionar una arquitectura adecuada.

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