Ramsés Pech
Grupo Caraiva — Grupo Pech Arquitectos
La expansión eléctrica mexicana puede redefinir la matriz energética, reforzar la seguridad del suministro y respaldar el crecimiento industrial, pero solo si generación, transmisión, gas natural y almacenamiento avanzan bajo una misma lógica de planeación.
El reto principal no es la ausencia de proyectos, sino la falta de coordinación entre los insumos que convierten la capacidad instalada en energía disponible. Una planta sin red no puede entregar electricidad; un ciclo combinado sin gas pierde confiabilidad; una subestación sin transformadores no entra en operación; y un sistema renovable sin almacenamiento reduce su flexibilidad operativa. La prioridad debe pasar de sumar nueva capacidad a garantizar la viabilidad física, logística y regulatoria de lo ya comprometido.
México necesita un mecanismo interinstitucional que conecte cada proyecto con las obras asociadas, fechas verificables, responsables definidos y criterios técnicos consistentes. Sin esa articulación, la inversión puede quedar atrapada en cuellos de botella. La visión existe, pero sin una ejecución sincronizada la transición energética corre el riesgo de permanecer en el papel.
¿Falta de sincronización?
México no enfrenta una carencia de proyectos eléctricos, sino una brecha de sincronización entre generación, transmisión, gas natural y almacenamiento. La expansión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) muestra una paradoja: el país ha estructurado una cartera de generación ambiciosa que, bajo determinados supuestos de planeación, podría incluso superar algunas metas oficiales.
Sin embargo, esa cartera parece avanzar a mayor velocidad que parte de la infraestructura que debe respaldarla. La revisión de adjudicaciones, planes de transmisión, diagramas unifilares y requerimientos de gas natural indica que la generación ya está trazada, mientras que la red eléctrica y el transporte de gas todavía dependen de obras, permisos y calendarios firmes. La frase que mejor resume el diagnóstico es directa: la expansión está diseñada, pero no está sincronizada.
El primer elemento que confirma esta falta de coordinación es la ubicación geográfica de la nueva capacidad. De los 7,411 MW adjudicados, más del 60% se concentra en dos regiones con restricciones operativas relevantes: la Península y el Noreste. En la Península se asignaron 2,400 MW sobre una red con interconexión limitada, transformadores saturados y corredores críticos cerca o por encima de su capacidad.
Por otra parte, en el Noreste, los 2,100 MW adjudicados recaen sobre un sistema donde algunas contingencias N‑2 —la pérdida simultánea de dos elementos críticos— ya muestran incumplimientos operativos, y la subestación Monterrey Potencia opera al 97 por ciento.
En contraste, regiones con mayor holgura —Occidental, Norte, Bajío y Noroeste costero— quedaron subutilizadas. Occidental apenas llegó al 20% de su meta y acumuló 16 procesos desiertos por restricciones de red. Esta asimetría evidencia una adjudicación poco alineada con la capacidad real de evacuación, es decir, con la posibilidad de transportar la energía hacia los centros de consumo.
El segundo punto crítico es la transmisión. El plan nacional considera 154 obras para 2025-2030, pero solo una parte menor aparece como terminada. El resto se mantiene en construcción o pendiente de licitación, por lo que buena parte de la infraestructura necesaria todavía depende de una ejecución puntual. Bajo el calendario previsto, la generación adjudicada entraría en operación entre 2028 y 2029, mientras que varias obras asociadas podrían concluir hacia 2030 o después.
Aun si las plantas avanzan conforme a tiempo, su interconexión dependerá de una red energizada y disponible. La falta de correspondencia entre ambos calendarios constituye uno de los principales riesgos del sistema.
A esta descoordinación se agregan los tiempos de entrega de transformadores de potencia. En el entorno actual de las cadenas globales, estos equipos, indispensables para subestaciones y líneas, pueden requerir plazos estimados de 35 a 40 meses. Si las obras se licitan en 2026 y los equipos se contratan con retraso, podrían llegar hasta 2029 o 2030. La infraestructura eléctrica no puede avanzar más rápido que su componente más lento, y el transformador puede convertirse precisamente en ese elemento crítico.
El problema no termina en la red eléctrica. El tercer gran vacío de coordinación aparece en el sistema de gas natural. Las 13 nuevas centrales de ciclo combinado —7,890 MW— estarían programadas, según los calendarios de planeación, para operar entre 2028 y 2029, pero los gasoductos que las alimentarían no cuentan, en todos los casos, con fechas firmes de entrada en operación.
El Ramal Paraíso y el ducto Tuxpan-Tula siguen siendo piezas relevantes para fortalecer el suministro regional. La demanda adicional estimada sería de alrededor de +1,183 MMPCD, siempre que todas las centrales entren en operación conforme al calendario previsto. Además, en algunos escenarios la dependencia del gas importado podría aumentar de 74% a 78% hacia 2030; la reserva estratégica disponible es limitada y una proporción importante de la infraestructura administrada por CENAGAS supera varias décadas de antigüedad.
El riesgo es evidente: sin capacidad suficiente de transporte de gas, las centrales podrían no operar con disponibilidad plena, incluso si la transmisión estuviera lista. La expansión eléctrica avanza con calendarios que no necesariamente coinciden con la expansión gasífera, y esa descoordinación podría dejar capacidad instalada sin combustible oportuno.
La revisión de los diagramas unifilares confirma otro problema estructural: la holgura de la red no coincide con la ubicación de la nueva generación. En regiones como el Bajío, el Noroeste costero, el Istmo y el corredor Samalayuca-Durango-Torreón existe capacidad disponible para interconectar nueva generación. En cambio, en la Península, Monterrey, el Valle de México y Petacalco la red está saturada. La falta de correspondencia entre dónde se adjudicó la generación y dónde existe capacidad real para evacuarla es un vacío que no puede corregirse sin reorientar la cartera o acelerar obras críticas.
Aun resolviendo transmisión y gas, queda pendiente la flexibilidad operativa. A esto se suma la incertidumbre regulatoria en almacenamiento. La sustitución de requisitos fijos por estudios sistémicos puede ser técnicamente razonable, porque permite dimensionar los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) según las condiciones reales de cada nodo; sin embargo, también introduce variabilidad en criterios, permisos, financiamiento e ingeniería.
Con las Disposiciones Administrativas de Carácter General publicadas por la CNE el 16 de abril de 2026, la integración de baterías al SEN entra en una etapa más formal. Los SAEE podrán asociarse a centrales, centros de carga, autoconsumo, redes o proyectos no asociados, y aportar energía, potencia, servicios conexos y estabilidad.
Su valor dependerá de la flexibilidad real que entreguen: ubicación nodal, autonomía, despacho, medición e interconexión. Sin lineamientos claros y tiempos verificables, el almacenamiento puede convertirse en otro retraso para integrar renovables.
El análisis también revela un vacío institucional. La expansión involucra a CFE, CENACE, CENAGAS, SENER, desarrolladores privados y proveedores internacionales, cada uno con calendarios e incentivos distintos. No existe un mecanismo único que sincronice generación, transmisión, gas natural y almacenamiento.
El resultado es un sistema con calendarios desalineados: la generación puede avanzar antes que la transmisión; la transmisión puede depender de equipos con largos tiempos de entrega; y los gasoductos pueden presentar fechas menos definidas que las centrales. La gobernanza actual no está diseñada para una expansión simultánea de esta magnitud.
Cuando se cruza toda esta información con los escenarios futuros del sistema, el panorama se vuelve más claro: si no se corrigen los vacíos de coordinación, México podría enfrentar un caso en el que la capacidad instalada aumente, pero la capacidad efectiva disponible no crezca al mismo ritmo. La generación renovable podría quedar limitada en regiones saturadas, los ciclos combinados podrían retrasar su entrada en operación por falta de gas o transporte suficiente, y la transmisión podría convertirse en el cuello de botella estructural del sistema.
Este no es un resultado inevitable, sino un riesgo condicionado a la ejecución, financiamiento, licitación y sincronización de las obras previstas. El futuro del SEN depende, más que de nuevas adjudicaciones, de la capacidad de sincronizar lo que ya está en marcha.
Lo que falta para coordinar todo lo propuesto puede agruparse en cuatro frentes. En infraestructura, falta condicionar la entrada en operación de cada planta al avance verificable de sus obras de transmisión asociadas y anticipar la compra de transformadores.
Asimismo, en combustibles, falta dar fechas firmes a los gasoductos críticos antes de cerrar el financiamiento de las centrales. En regulación, falta claridad para dimensionar y autorizar almacenamiento. Ahora, en gobernanza, falta un mecanismo interinstitucional que sincronice decisiones, supervise su cumplimiento y reequilibre la cartera hacia regiones con holgura real. En conjunto, estos elementos muestran que el reto no es solo construir más capacidad, sino asegurar que cada megawatt tenga red, combustible, respaldo y coordinación institucional.
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