La Comisión Federal de Electricidad (CFE) cerró su primera gran licitación de inversión mixta con la adjudicación de 37 proyectos renovables que suman 7,411 MW, equivalente a 114% de la meta gubernamental de 6,500 MW. La respuesta del mercado confirma el apetito privado por invertir en el nuevo modelo; sin embargo, los principales desafíos apenas comienzan y están del lado de la operación del sistema eléctrico.
1. Transmisión: el sistema aún no está listo para evacuar 7.4 GW
La mayoría de los proyectos adjudicados se localiza en regiones donde las redes ya operan cerca de su límite, particularmente en el Noreste y la Península de Yucatán. De acuerdo con estimaciones del sector, México necesita al menos 15,000 km de nuevas líneas de transmisión y reforzar múltiples subestaciones para poder integrar entre 15 y 20 GW renovables al 2030 sin disparar los niveles de congestión.
El PRODESEN incluye decenas de obras troncales que avanzan con retraso; análisis recientes calculan que solo alrededor de 30 de 154 proyectos de transmisión y subtransmisión han sido concluidos. Si la expansión de redes no se acelera, buena parte de la nueva generación solar y eólica enfrentará restricciones de despacho y curtailment recurrente.
2. Desbalance tecnológico: sobrepeso solar, poca eólica y nada de termosolar
La licitación confirmó una fuerte preferencia por la energía solar fotovoltaica. De los 7,411 MW, alrededor de 6,710 MW corresponden a proyectos solares, mientras que la eólica apenas alcanza 700 MW. Esto implica que la cobertura de la meta eólica (2,850 MW) es solo de 24.6%, y que la meta de 100 MW en termosolar quedó completamente desierta.
Desde la perspectiva operativa, una matriz aún más cargada a solares incrementa la variabilidad diurna y exige mayores rampas en centrales térmicas, así como soluciones de almacenamiento para suavizar el perfil de carga. La ausencia de termosolar (que puede incorporar almacenamiento térmico) y el bajo peso del viento limitan la diversidad técnica del portafolio.
3. Flexibilidad y almacenamiento: convertir la regulación de SAEE en proyectos reales
La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó en abril las Disposiciones Administrativas de Carácter General para Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAEE), que definen cómo se integran las baterías al Sistema Eléctrico Nacional. El marco regula:
- Requisitos de interconexión y conexión de los SAEE.
- Los servicios que pueden proveer (potencia, regulación de frecuencia, respaldo, control de tensión, etc.).
- Modalidades de participación: asociados a centrales eléctricas, a centros de carga, bajo esquemas de autoconsumo o como recursos de almacenamiento independientes.
Solo los sistemas con duración mínima de tres horas pueden acreditar el producto Potencia y participar de ciertas remuneraciones. El reto operativo ahora es que desarrolladores y CFE conviertan esta regulación en portafolios concretos de BESS que acompañen a los nuevos parques, mitiguen congestión local y aporten flexibilidad. Esto implica más inversión de capital, nuevos modelos de negocio y coordinación fina con CENACE.
4. Ejecución de proyectos bajo contratos mixtos: tiempos, penalidades y viabilidad financiera
Los proyectos adjudicados se desarrollarán bajo el esquema de contratos de inversión mixta, con participación pública de 54% y privada de 46%. Estos contratos incluyen:
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- Pagos mínimos por disponibilidad y energía, pero también
- Penalidades que pueden rondar 15,000 dólares por MW instalado, y cargos adicionales equivalentes a 50,000 dólares multiplicados por 70% de la capacidad en ciertos supuestos de incumplimiento.
Los desarrolladores tienen ventanas de tiempo estrictas para alcanzar cierre financiero y avanzar en ingeniería y construcción; algunos hitos cuentan con plazos de 120 días para remediar retrasos antes de activar sanciones. De más de 200 ofertas iniciales, 46 procesos quedaron desiertos por problemas técnicos o financieros, lo que muestra que no todos los proyectos logran cuadrar con las exigencias del modelo.
La presión combinada de costos de equipos, tipo de cambio, posibles refuerzos de red no previstos y la necesidad de incorporar almacenamiento puede erosionar las tasas internas de retorno (TIR) de varios proyectos, con riesgo de atrasos o cancelaciones.
5. Seguridad del sistema: demanda creciente, apagones y dependencia del gas
La licitación llega en un momento en el que el sistema ya muestra tensiones. Durante junio, la CFE ha programado apagones preventivos en distintos estados (Sonora, Hidalgo, Sinaloa, entre otros) para evitar sobrecargas de transformadores ante olas de calor y picos de demanda. Esto evidencia que, aun antes de los 7.4 GW adicionales, la operación del sistema requiere ajustes.
Al mismo tiempo, alrededor de 60% de la generación eléctrica sigue dependiendo del gas natural, gran parte importado desde Estados Unidos, lo que implica vulnerabilidad ante choques externos de precio y suministro. Si la entrada de renovables no viene acompañada de:
- suficiente capacidad firme (ciclos combinados, hidroeléctricas, almacenamiento de larga duración),
- inversiones en transmisión, y
- una implantación efectiva de los nuevos productos de servicios complementarios,
el riesgo es que aumenten los eventos de desconexión o restricciones de despacho, justo cuando la demanda crece por nearshoring y electrificación.
La licitación de 7,411 MW renovables de CFE es, en número, el proceso de expansión más importante de casi una década y un hito para la transición energética mexicana. Sin embargo, su éxito real se medirá en la capacidad del sistema para integrar y despachar esa energía de forma segura y rentable, lo que pasa por acelerar proyectos de transmisión, desplegar almacenamiento, ajustar la operación del SEN y afinar la ejecución de los contratos mixtos.
