Riesgos en la red amenazan el crecimiento renovable
- México planea incorporar más de 32,000 MW de nueva generación, pero la transmisión puede convertirse en el cuello de botella.
- CFE propone un plan 2025-2030 con 275 obras de líneas y 524 subestaciones, por 163,540 mdp.
- La primera convocatoria adjudicó 7,411 MW solares y eólicos para 2028-2029; el reto es “evacuar” esa energía.
- Retrasos en proyectos identificados desde 2020 elevan el riesgo de capacidad subutilizada y costos sistémicos.
| Cifra clave | Qué representa | Por qué importa para el boom renovable |
|---|---|---|
| 32,000 MW | Nueva capacidad de generación planeada | Si la red no crece a la par, parte de esa capacidad puede no “salir” al sistema. |
| 275 obras | Nuevas obras de líneas eléctricas al 2030 | Son el “tubo” para mover energía entre regiones; sin ellas, aumenta la congestión. |
| 524 subestaciones | Infraestructura de transformación y conexión | Determinan dónde se puede interconectar y con qué confiabilidad. |
| 163,540 mdp | Inversión estimada del plan 2025-2030 | Marca la escala del esfuerzo; el reto es convertir presupuesto en obras energizadas. |
| 7,411 MW | Renovables adjudicadas (solar/eólica) | Es la ola que busca entrar 2028-2029; requiere capacidad de evacuación disponible. |
Riesgos estructurales en la capacidad de transmisión eléctrica en México
El boom renovable en México ya no depende solo de capital, tecnología o permisos: depende de si la red puede transportar la electricidad desde donde se genera hasta donde se consume. Con planes para sumar más de 32,000 MW de nueva capacidad, el riesgo es que la transmisión no crezca al mismo ritmo y el sistema entre en congestión.
La consecuencia práctica es conocida en el sector: centrales listas para operar, pero “atrapadas” en regiones sin capacidad suficiente para evacuar energía. Aquí, “evacuar” significa poder transportar la electricidad por la red de transmisión desde el punto de generación hasta los centros de consumo. En paralelo, el sistema necesita confiabilidad: conectar regiones con superávit con zonas deficitarias, como el Bajío, que depende crecientemente de energía del noroeste. Sin esa conexión, la transición se vuelve un problema de infraestructura, no de generación.
Riesgos por Saturación de RedCongestión en nodos/regiones → la red se “satura” en ciertos tramos.Interconexión limitada → nuevos proyectos pueden enfrentar restricciones, costos extra o tiempos más largos.Curtailment/subutilización → plantas listas generan menos de lo esperado (o no pueden despachar) porque no hay “salida”.Costos y riesgo operativo → sube la incertidumbre (calendarios, confiabilidad, costos sistémicos) y se erosiona la rentabilidad.
Plan de Expansión de la Red Nacional de Transmisión 2025-2030
CFE empuja el Plan de Expansión de la Red Nacional de Transmisión 2025-2030 para alinear redes con la entrada de nuevas centrales, particularmente renovables. El objetivo declarado es modernizar el sistema, mejorar el suministro y habilitar el intercambio entre regiones con excedentes y regiones con déficit.
El punto crítico es la sincronización: la transmisión requiere planeación, construcción y puesta en marcha con horizontes largos, mientras que la nueva generación adjudicada ya tiene ventanas de entrada en operación. Si los calendarios se desalinean, el riesgo no es teórico: se traduce en energía que no llega a los centros de consumo.
Seguimiento de Obras de TransmisiónQué obras son (líneas, subestaciones, refuerzos) y qué problema resuelven (congestión, confiabilidad, interconexión).Dónde están (región/nodo) y qué cargas o parques buscan habilitar (por ejemplo, corredores industriales o zonas con superávit renovable).Hitos con fechas: licitación → adjudicación → construcción → energización (la fecha útil es “energizada”, no “contratada”).Dependencias críticas: derechos de vía, permisos, servidumbres, equipos de largo plazo (transformadores, interruptores) y ventanas de mantenimiento.Métricas de avance que sí dicen algo: % físico en sitio, equipos entregados, pruebas completadas, fecha de energización confirmada.
Inversión y obras contempladas
El plan, presentado a finales del año pasado, contempla hacia 2030 275 nuevas obras de líneas eléctricas y 524 subestaciones, con una inversión de 163,540 millones de pesos (cifras reportadas por Expansión). La apuesta es doble: expansión y modernización, para que la red no solo crezca, sino que opere con mayor confiabilidad.
En términos de sistema, estas obras buscan reducir cuellos de botella y permitir que la energía fluya entre regiones. Para empresas con consumo intensivo —manufactura, logística, servicios digitales— la confiabilidad no es un atributo deseable: es una condición para operar y planear inversiones.
Sincronización con la nueva generación eléctrica
El reto es que el ritmo de la transmisión no coincide necesariamente con el de la generación. Un análisis sectorial citado en el mercado advierte que los proyectos de transmisión avanzan a un paso distinto al de la nueva capacidad adjudicada, abriendo una brecha de riesgo para la operación del sistema.
Ramsés Pech, socio de Grupo Caravia, lo sintetiza así: la red “no avanza al ritmo de la generación adjudicada” y el éxito depende de cerrar la brecha antes de 2029, justo cuando se espera que entren proyectos relevantes. En otras palabras: México reactivó inversión renovable tras seis años de parálisis, pero lo hizo sobre una infraestructura que todavía no está lista para recibirla.
Desafíos en la ejecución de proyectos de transmisión eléctrica
Más allá del diseño del plan, el cuello de botella suele estar en la ejecución: licitar, construir, energizar y operar en fechas que empaten con la entrada de nuevas centrales. En transmisión, un retraso no se “compensa” fácil: desplaza calendarios, encarece proyectos y puede afectar la confiabilidad del sistema.
Arturo Carranza, experto en energía, advierte que si se atrasa un componente, los proyectos pierden margen de rentabilidad y “se van desajustando cosas” que terminan con costo para el sistema eléctrico y para el gobierno.
“Hoy el desafío más grande está en la ejecución de los proyectos y que se cumplan con los tiempos de los programas de las obras”.
Arturo Carranza, experto en temas de energía
Puntos críticos del proceso eléctrico
1) Licitar y adjudicar → donde se atoran: bases, aclaraciones, cambios de calendario, impugnaciones.
2) Ingeniería y compras → donde se atoran: equipos de largo plazo (p. ej., transformadores), especificaciones y compatibilidad.
3) Construcción en sitio → donde se atoran: derechos de vía/servidumbres, accesos, clima, coordinación con comunidades.
4) Pruebas y energización → donde se atoran: pruebas de aceptación, ventanas de maniobra, coordinación operativa.
5) Operación y mantenimiento → donde se atoran: restricciones operativas iniciales y ajustes para confiabilidad.
Checkpoint práctico: si la fecha de “energización” se mueve, el impacto ya no es administrativo; empieza a pegarle a la ventana comercial de la generación.
Proyectos rezagados desde 2020
Parte de los proyectos prioritarios se gestionan vía el Sistema de Contratación y Control de Empresas (Scoee), plataforma digital operada por la subdirección de contratación de CFE para agilizar procesos administrativos. Un análisis citado en el sector identifica 13 procedimientos en curso dentro del Scoee que abarcan 16 proyectos.
El problema: varios fueron identificados desde 2020 y se ordenó su ejecución con expectativa de operación entre 2024 y 2025, pero no ocurrió. Un caso relevante es el aumento de capacidad al suroriente de la zona metropolitana de Guadalajara, marcado como prioritario por Sener desde 2020: debía iniciar en 2021 y operar en abril de 2025, pero su calendario se desplazó (ofertas del 19 de junio al 3 de julio; fallo del 13 al 27 de julio).
Impacto en la operación del sistema eléctrico
Cuando la transmisión se atrasa, el sistema enfrenta presión: la generación puede quedar subutilizada y la energía no fluye hacia donde se necesita. El riesgo operativo es que la expansión eléctrica se convierta en capacidad instalada que no se aprovecha plenamente por falta de “salida” en la red.
Otro ejemplo de rezago es el incremento de capacidad en Puerto Peñasco, Sonora, región del gran parque solar impulsado en la administración anterior. La obra fue instruida desde 2020 con operación prevista para abril de 2024, pero no se concretó en tiempo. En un sistema que busca integrar más renovables, estos desfases aumentan la tensión entre planeación y realidad operativa.
Adjudicación de nueva capacidad de generación eléctrica
En generación, el ritmo se reactivó. En la primera convocatoria de esquemas mixtos se adjudicaron 7,411 MW en proyectos solares y eólicos, con entrada esperada entre 2028 y 2029. La cifra es prácticamente equivalente a los 7,451 MW asignados en las subastas eléctricas del sexenio de Enrique Peña Nieto.
El punto, sin embargo, no es “cuánta” generación se adjudica, sino si el sistema puede integrarla. En el nuevo entorno, la transmisión deja de ser un componente de soporte y se vuelve el factor que define qué proyectos realmente operan y monetizan.
| Tema | Lo que ya está “en el calendario” | Lo que puede quedarse corto | Trade-off operativo |
|---|---|---|---|
| Generación adjudicada | 7,411 MW solar/eólica con ventana 2028-2029 | Si la red no está energizada a tiempo, parte de esa capacidad no se evacúa | Se instala capacidad, pero se monetiza menos (subutilización/curtailment) |
| Expansión de transmisión | Plan 2025-2030 con 275 obras y 524 subestaciones | La ejecución puede desfasarse (permisos, obra, pruebas) | La confiabilidad se prioriza, pero se limita la entrada efectiva de renovables |
| Decisión para empresas (demanda) | Crecimiento de carga y metas de energía limpia | Incertidumbre regional de interconexión y continuidad | Ubicación/expansión puede depender más de red disponible que de costo de energía |
Proyectos solares y eólicos en operación
Los 7,411 MW adjudicados en solar y eólica representan una señal de reactivación de inversión renovable tras años de parálisis. La ventana 2028-2029 es clave porque concentra la expectativa de entrada en operación de esa capacidad.
Para el sector productivo, esto importa por dos vías: disponibilidad de energía y confiabilidad. La promesa de más renovables solo se materializa si la electricidad llega a los centros de consumo, especialmente en regiones con déficit relativo que dependen de transferencias desde otras zonas del país.
Brecha entre generación y transmisión
La brecha es el dilema central: si la red no se expande a la par, la generación puede quedar “atrapada” en regiones donde no puede evacuarse. Pech lo plantea como una carrera contra el tiempo: cerrar la brecha entre los 7,411 MW adjudicados y la capacidad efectiva de la Red Nacional de Transmisión antes de 2029.
Carranza añade un elemento operativo: “todo hay que hacerlo de manera paralela”. Y subraya la naturaleza de los contratos que hoy licita CFE: son contratos de obra (se construye, se entrega a CFE y CFE paga por la construcción). En la práctica, esto implica que el contratista no opera la infraestructura: la entrega terminada y la operación queda en CFE. Eso pone el foco en ejecución y calendarios, no solo en intención.
Consecuencias de la falta de infraestructura de transmisión
Para nosotros, que leemos la economía desde el flujo de caja y el riesgo operativo de empresas medianas, la transmisión es un tema de competitividad: si la red no acompaña, sube la incertidumbre sobre costos, continuidad del suministro y viabilidad de nuevas cargas.
La falta de infraestructura no solo limita la transición energética; también puede frenar inversiones que dependen de energía confiable y, cada vez más, de energía limpia. En el extremo, la expansión renovable se vuelve capacidad subutilizada, con costos sistémicos.
Riesgos económicos y estratégicos
El riesgo estratégico es que México sostenga su crecimiento eléctrico con una integración renovable más lenta de lo posible por congestión en la red. En 2024, más de 54% de la electricidad del país se generó con gas importado de Estados Unidos; si la transmisión frena renovables, esa dependencia se prolonga y expone al país a riesgos de suministro y precio.
También hay un costo de oportunidad: Ember estima que, si se alcanza 45% de generación limpia a 2030, habría 1,600 millones de dólares en ahorros anuales por menor importación de gas y más de 434,000 empleos directos en construcción y operación de nuevas plantas. Sin transmisión, esos beneficios potenciales se vuelven más difíciles de capturar.
Costo de retrasar transmisión eléctricaDependencia de gas: en 2024, más de 54% de la electricidad se generó con gas importado desde Estados Unidos; si la red limita renovables, esa exposición se prolonga.Ahorros potenciales (estimación): Ember calcula 1,600 mdd anuales por menor importación de gas si se llega a 45% de generación limpia en 2030.Empleo potencial (estimación): Ember estima más de 434,000 empleos directos en construcción y operación de nuevas plantas bajo ese escenario.Nueva demanda sensible a confiabilidad: se ha proyectado un boom de centros de datos de 1.5 GW y 18,000 mdd; sin red suficiente, la oportunidad se vuelve más frágil.
Nota de lectura: estas cifras de ahorros/empleo son estimaciones de escenario (dependen de ejecución, tiempos y condiciones de mercado), pero sirven para dimensionar el costo de que la transmisión se quede atrás.
Impacto en la inversión y el crecimiento del sector
La transmisión se está convirtiendo en el “filtro” de viabilidad: un permiso sin interconexión viable es un activo incompleto. En la práctica, los proyectos más competitivos no siempre son los que tienen mejor recurso solar o eólico, sino los que pueden conectarse con certidumbre técnica y tiempos razonables.
Además, hay inversiones emergentes que dependen de energía de calidad. El boom de centros de datos, por ejemplo, se ha proyectado en 1.5 GW de demanda y 18,000 millones de dólares de inversiones; sin red suficiente, esa oportunidad se vuelve más frágil porque estos activos requieren suministro continuo y confiable.
El futuro de la energía renovable en México: desafíos y oportunidades
La importancia de la infraestructura de transmisión
La discusión ya no es si México puede construir centrales renovables: es si puede integrarlas al sistema sin congestión y sin degradar confiabilidad. El Plan 2025-2030 de CFE pone números y obras sobre la mesa, pero la historia reciente de proyectos rezagados desde 2020 muestra que el riesgo principal está en ejecución y sincronización.
Para el lector empresarial, la transmisión es una variable que debe entrar en la planeación: ubicación de nuevas plantas, expansión de capacidad productiva, contratos de suministro y evaluación de riesgos operativos por región.
Indicadores clave 2026-2029
Qué vigilar (2026-2029) para saber si el boom se vuelve “energía entregada”:Señales de avance real: obras que pasan de licitación a construcción y, sobre todo, a energización.Cuellos regionales: nodos donde se concentran renovables vs. corredores industriales con déficit (y si aparecen refuerzos concretos).Calendarios que se mueven: cambios de fechas en proyectos críticos (cuando se recorre la energización, se recorre el valor).Interconexiones y capacidad disponible: si la conversación del mercado pasa de “MW adjudicados” a “MW efectivamente evacuables”.
Recomendaciones para un crecimiento sostenible
En este contexto, vemos tres decisiones prácticas para direcciones financieras y de operaciones:
- Mapear exposición regional: identificar si su operación depende de zonas con déficit (como el Bajío) y qué tan crítica es la confiabilidad del suministro.
- Alinear proyectos a la realidad de interconexión: en PPAs o esquemas de autoabasto, preguntar por capacidad de evacuación y calendarios de red, no solo por precio de energía.
- Planear con escenarios de retraso: si la transmisión se mueve más lento que la generación, incorporar contingencias (costos, tiempos, continuidad) en presupuestos y decisiones de inversión.
El boom renovable puede ser real y, a la vez, condicional: su materialización depende de que la red deje de ser el cuello de botella y se convierta en el habilitador.
En Mundi solemos leer estos temas desde su impacto en continuidad operativa y capital de trabajo: cuando la infraestructura se desincroniza, el riesgo termina reflejándose en costos, calendarios y decisiones de inversión de empresas medianas que producen, importan o exportan.
Este texto se centra en el vínculo práctico entre nueva generación renovable y capacidad de transmisión, es decir, cuándo la energía puede (o no) llegar a los centros de consumo. Las cifras y calendarios reflejan información públicamente disponible al momento de publicación y podrían variar con el avance de licitaciones, obras y energizaciones. Las referencias a ahorros o empleo son estimaciones de escenario para dimensionar impactos y no constituyen resultados garantizados.