Cuando la energía fluye en dos sentidos, el medidor tradicional deja de servir: guía de los requisitos de medición para generación en sitio
Un sistema solar sin medición bidireccional válida no puede acreditar lo que entrega a la red: sin esa medición, los excedentes no son un ingreso, son una incógnita.
Instalar paneles solares no es solo colocar módulos en el techo: es conectar una fuente de generación al sistema de distribución, y eso cambia los requisitos de medición. El medidor bidireccional, la medición de excedentes y el contrato de interconexión son parte del mismo expediente. Esta guía explica qué exige la normativa de medición y qué debe verificar el usuario antes, durante y después de la instalación.
El medidor residencial clásico mide energía en un solo sentido: de la red hacia el usuario. Con paneles solares, el flujo se invierte en los momentos de excedente: la instalación produce más de lo que consume y entrega energía a la red de distribución. Un medidor unidireccional no puede registrar ese flujo inverso de forma válida; por eso la interconexión de generación distribuida exige medición bidireccional: un sistema capaz de registrar, por separado, la energía importada y la exportada.
Instrumento o sistema de medición que registra energía en ambos sentidos del punto de conexión: lo que entra del sistema de distribución y lo que el usuario entrega a él. Es el estándar técnico de la interconexión de generación distribuida en México.
La generación distribuida en México se tramita mediante un contrato de interconexión con la empresa de distribución. Ese contrato define el punto de interconexión y el punto de medición: dónde físicamente se mide el intercambio de energía. La empresa instala o habilita el medidor bidireccional conforme a las especificaciones técnicas aplicables (NOM de medición, especificaciones CFE y Código de Red). El umbral de capacidad que define “generación distribuida” se sitúa en 0,5 MW o 0,7 MW según el instrumento que se consulte; conviene verificar el valor vigente en el contrato y en la regulación aplicable al momento de la interconexión.
Para el usuario, esto tiene una consecuencia práctica: la medición de su sistema empieza en el contrato, no en los paneles. Antes de firmar conviene verificar que el punto de medición acordado refleje el esquema real de la instalación, y después de firmar, que las primeras facturas muestren registros separados de importación y exportación. Si el recibo no desglosa ambos flujos, algo en el expediente no quedó bien.
La generación distribuida crece, y con ella la exigencia de medir mejor. Las reglas técnicas (Código de Red, especificaciones de medición y el régimen de transición de la NOM-001) incorporan requisitos de telemetría, clases de exactitud y verificación de instrumentos para instalaciones con generación en sitio. Los requisitos de medición se están volviendo parte del cumplimiento contractual y regulatorio.
“El excedente que no se mide bien no se cobra bien; y el que no se cobra bien, termina siendo del sistema.”
Fuentes de consulta: Ley del Sector Eléctrico (marco vigente de generación distribuida) · NOM-001-CRE/SCFI-2019 y régimen de transición · Especificaciones técnicas de medición de CFE · Código de Red · Pieza relacionada: Radiografía de la metrología eléctrica frente a las energías verdes (OBS-2026-006).
TRAZABILIDADFuentes: Ley del Sector Eléctrico · NOM-001-CRE/SCFI-2019 · Especificaciones CFE · Código de Red · OBS-2026-006.
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Un reporte ejecutivo periódico sobre el Diario Oficial de la Federación, con foco en lo que esta ventana significa para medición, acreditación, normalización y cumplimiento en energía. Corte 30 de agosto – 2 de septiembre de 2026.
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