La expansión de la generación renovable en México ha recuperado impulso tras seis años de estancamiento, pero enfrenta un obstáculo estructural que precede a cualquier decisión de inversión o avance tecnológico: la capacidad limitada de la red de transmisión para evacuar la energía producida hacia los centros de demanda. Este desajuste no es nuevo; sus raíces se remontan a la reforma energética de 2013, que abrió el mercado a privados sin prever una expansión simultánea y coordinada de las líneas de alta tensión.
Durante el sexenio de Enrique Peña Nieto se adjudicaron 7.451 megawatts mediante subastas de largo plazo. Esos proyectos demostraron que existía capital dispuesto a financiar parques solares y eólicos en el norte y occidente del país. Sin embargo, la infraestructura de transmisión quedó rezagada desde el inicio. Varias líneas identificadas como prioritarias en los programas de 2016 y 2018 nunca avanzaron más allá de estudios preliminares, lo que ya generaba advertencias técnicas sobre posibles congestiones en nodos clave como el Bajío y la zona metropolitana de Guadalajara.
Del estancamiento a la reactivación parcial
La llegada de la administración actual supuso una pausa de varios años en las licitaciones renovables. Durante ese periodo, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) centró recursos en mantener la red existente y en proyectos de generación de ciclo combinado. Cuando en 2025 se reactivaron los esquemas mixtos, se adjudicaron 7.411 megawatts adicionales de capacidad solar y eólica, prácticamente la misma magnitud que en el sexenio anterior. La diferencia radica en que ahora existe mayor conciencia sobre el cuello de botella de transmisión, aunque los tiempos de ejecución no se han alineado.
El Plan de Expansión de la Red Nacional de Transmisión 2025-2030 contempla 275 nuevas obras y una inversión de 163.540 millones de pesos. No obstante, 13 procedimientos licitados a través del Sistema de Contratación y Control de Empresas (Scoee) corresponden a proyectos identificados como prioritarios desde 2020. Uno de ellos, el aumento de capacidad de transformación al sureste de Guadalajara, debía entrar en operación en abril de 2025; su fecha de fallo se ha desplazado hasta julio de este año. Otro, el refuerzo en Puerto Peñasco, Sonora, tenía plazo de operación para abril de 2024 y sigue sin concretarse.
Estos retrasos no son simples problemas administrativos. Reflejan la dificultad histórica de coordinar dos ciclos de inversión con horizontes temporales distintos: la generación renovable puede construirse en 18 a 24 meses, mientras que una línea de 400 kV requiere entre cuatro y seis años entre planeación, permisos y obra civil. Cuando ambos ritmos divergen, la energía generada queda atrapada en nodos saturados.
Impacto en la rentabilidad y el sistema eléctrico
Los contratos de generación adjudicados en 2025 prevén entrada en operación entre 2028 y 2029. Si las líneas asociadas no están listas, los productores enfrentarán recortes de despacho o pagos por capacidad no utilizada. Arturo Carranza, especialista en energía, señala que “si se atrasa uno u otro quedan sin margen de rentabilidad”. Este escenario ya se observó en el norte de Baja California, donde parques eólicos operan por debajo de su factor de planta por falta de capacidad de evacuación hacia el centro del país.
El costo no recae solo en los inversionistas privados. La CFE debe compensar la energía no entregada mediante generación más cara de plantas de ciclo combinado o importaciones de emergencia. Además, la congestión incrementa las pérdidas técnicas y reduce la confiabilidad del suministro en regiones como el Bajío, que depende cada vez más de flujos provenientes del noroeste. Un estudio interno del sector estima que cada año de retraso en las obras de transmisión puede elevar el costo marginal del sistema entre 8 y 12 pesos por megawatt-hora.
Consecuencias regionales y de largo plazo
El desbalance afecta de forma desigual al territorio. Estados como Sonora y Chihuahua concentran el mayor potencial solar, pero carecen de líneas suficientes para enviar excedentes al centro industrial. Por el contrario, el Bajío y la zona metropolitana de México enfrentan déficit estructural que solo puede cubrirse con transmisión robusta. Si esta brecha persiste, se consolidará un patrón de generación subutilizada en el norte y generación térmica más contaminante en el centro, contradiciendo los compromisos de reducción de emisiones asumidos en foros internacionales.
Ramsés Pech advierte que “México logró reactivar la inversión renovable después de seis años de parálisis, pero lo hizo sobre una infraestructura que no está lista para recibirla”. Esta observación apunta a un riesgo más profundo: la pérdida de credibilidad del país como destino de inversión energética. Fondos institucionales que participaron en las subastas de 2016-2018 evalúan hoy si repetir la experiencia, y varios han condicionado nuevas participaciones a garantías contractuales de evacuación que aún no existen.
En el mediano plazo, la insuficiencia de transmisión también limita la integración de almacenamiento y la electrificación de sectores como transporte y industria. Sin redes que conecten zonas de alta irradiación con polos de consumo, los proyectos de hidrógeno verde o de carga vehicular eléctrica pierden viabilidad económica. El Plan de Expansión 2025-2030 busca cerrar esta brecha, pero su éxito dependerá de que los 524 subestaciones y las líneas asociadas cumplan calendarios que históricamente han sido incumplidos.
La experiencia de otros países muestra que la coordinación entre generación y transmisión no ocurre de forma espontánea. Requiere mecanismos de planeación vinculante, sanciones por retraso y financiamiento anticipado de las obras de red. México tiene la oportunidad de corregir el desajuste antes de 2029; de lo contrario, el auge renovable reciente podría convertirse en capacidad instalada pero no efectiva, con costos que recaerán tanto en el erario como en la competitividad industrial del país.
