México acaba de dar uno de sus pasos más ambiciosos en transición energética: adjudicó 7,411 MW de proyectos solares y eólicos en junio de 2026, con 31 desarrolladores y una inversión de 7,400 millones de dólares.
Pero detrás del anuncio existe una contradicción estructural que pocos han cuantificado: la Red Nacional de Transmisión (RNT) tiene apenas el 19% de sus obras de expansión concluidas, necesita 15,000 km adicionales de líneas según el PRODESEN 2024-2038, y dos de sus zonas más críticas —Noreste y Península de Yucatán— concentran el 54% de la generación adjudicada mientras operan al límite de su capacidad.
Sin transmisión, los megawatts no llegan al consumidor. Y en México, la transmisión no avanza al ritmo que la generación exige.
Análisis técnico del impacto del Plan México 32 GW en la infraestructura de transmisión nacional
Situación crítica: generación sin red
El Plan México adjudicó 7,411 MW en junio 2026, pero la RNT solo tiene 19% de sus obras de expansión concluidas. La brecha entre generación planeada y capacidad de evacuación real es el principal riesgo sistémico.
32 GW
Meta total 2030
19%
Obras RNT terminadas
12
Licitaciones desiertas por saturación
3.8%
Crecimiento RNT 2018–2025
Estructura del Plan México — 32 GW por actor
CFE firme 9.8 GW
CFE renovables 11.3 GW
Privados 10.9 GW
Estado obras de transmisión RNT 2025-2030
Terminadas 30
En ejecución 45
Pendientes/sin licitar 79
⚠ Riesgo sistémico
El PRODESEN 2024-2038 requiere al menos 15,000 km adicionales de líneas para integrar 15–20 GW renovables a 2030. El plan CFE contempla solo 6,735 km-circuito. La brecha es de aproximadamente 8,265 km, equivalente a cruzar el país dos veces.
Impacto financiero
La inversión CFE en transmisión cayó 16.7% real en 2026. Con historial de subejercicio y solo 19% de obras concluidas, el calendario de interconexión 2028-2029 para proyectos ya adjudicados es de alto riesgo.
Ventana de acción
El portafolio 2026-2027 contempla 58 proyectos (387 obras), con esquema mixto que abre capital privado. Si se ejecutan a tiempo, podrían reducir el curtailment y habilitar la evacuación de los 7,411 MW adjudicados antes de 2029.
Diagnóstico: brecha infraestructural de la RNT
La Red Nacional de Transmisión creció apenas 3.8% entre 2018 y 2025. Para integrar el plan de 32 GW se requiere una expansión sin precedente en la historia reciente del sector.
Requerimiento vs. capacidad actual — km circuito de transmisión
Avance de expansión RNT por etapa (154 obras)
Terminadas30 obras (19%)
En ejecución45 obras (29%)
Por licitarse14 obras (9%)
En concurso2 obras (1%)
Previstos / preparación63 obras (41%)
Distribución tecnológica — 7,411 MW adjudicados (junio 2026)
Zonas operativas CFE — diagnóstico de saturación
Haz clic en cada zona para ver el diagnóstico técnico detallado, capacidad comprometida y riesgos de interconexión de renovables.
Zona Noreste
Tamaulipas · Nuevo León · Coahuila
CRÍTICO
- Toda la generación adjudicada depende del Corredor 119 Noreste-Centro, un proyecto Pidiregas aún en construcción.
- Sin el Corredor 119, los 700 MW eólicos quedan sin ruta de evacuación al SEN.
- La demanda crece aceleradamente por nearshoring industrial, compitiendo por capacidad de evacuación con la generación renovable.
- 12 de los 46 procedimientos desiertos a nivel nacional se debieron a saturación; la región Noreste concentra varios de ellos.
- Riesgo de curtailment severo si la línea 119 no entra en operación antes de 2028.
Zona Peninsular (Yucatán)
Yucatán · Campeche · Quintana Roo
CRÍTICO
- Opera como sistema “casi insular”: transformadores saturados y líneas obsoletas con escasa interconexión al sistema central.
- El PRODESEN 2024-2038 original no contempló ampliaciones de red en la Península, lo que excluyó a la región de planeación estructural.
- Yucatán y Noreste concentran el 54% de los proyectos adjudicados en jun-2026, ambas regiones ya al límite operativo.
- Proyectos como Fisterra dependen de completar las subestaciones Kantenah y Chichí Suárez, ambas en etapas preliminares.
- Historial de apagones masivos en 2024 y 2025 evidencia que la red actual opera sin margen de seguridad n-1.
Zona Occidente
Jalisco · Michoacán · Colima · Nayarit
ALTO
- Caso más extremo de saturación: de una meta de 1,540 MW, solo se adjudicaron 310 MW (20%) por ausencia de capacidad de red.
- La zona es prioridad en el portafolio CFE 2025-2030 para corredores industriales del Bajío, pero las obras aún no están en operación.
- Saturación que impidió la asignación previa podría repetirse si las obras de expansión no avanzan antes de la siguiente ronda de licitaciones.
- Alta concentración de demanda industrial en el Bajío compite por los mismos nodos de interconexión que los proyectos renovables.
Zona Sureste / Istmo de Tehuantepec
Oaxaca · Chiapas · Veracruz
ALTO
- El Istmo tiene capacidad eólica instalada que no puede evacuarse al centro-sur por falta de nodos de interconexión con suficiente capacidad.
- Históricamente fue el primer gran cuello de botella de México para renovables (parques eólicos atrapados en la década pasada).
- El curtailment forzado limita ingresos de desarrolladores y genera señales negativas de inversión para nuevos proyectos en la zona.
- La priorización del plan CFE contempla este corredor, pero las obras de transmisión necesarias aún no tienen fecha definida de operación.
Zona Noroeste / Baja California
Sonora · Sinaloa · Baja California
MEDIO
- La CFE está completando la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco (fases 3 y 4), que alcanzará 1,000 MW y será el complejo solar más grande de Latinoamérica.
- Baja California opera como sistema aislado con costos de integración al SEN elevados (proyecto Oak Creek depende de infraestructura dedicada).
- El PRODESEN 2024-2038 prioriza expansión en Sinaloa y Chihuahua, pero el ritmo de ejecución está por debajo del requerido.
- Riesgo medio: mejor posición que Noreste y Peninsular, pero dependencia de obras críticas en ejecución.
Zona Centro / Valle de México
CDMX · Estado de México · Hidalgo · Querétaro
MEDIO
- No es zona de generación renovable significativa, sino el principal centro de consumo al que deben llegar los flujos desde el norte y sureste.
- Cualquier saturación en corredores de transmisión hacia esta zona genera precios nodales elevados y curtailment indirecto en zonas de generación.
- El plan contempla reforzar la transmisión hacia Querétaro para sostener el crecimiento industrial de la región (nearshoring central).
- Hidalgo, Estado de México y Guanajuato son prioritarios en ampliación de km de líneas según PRODESEN 2024-2038.
Matriz de riesgo por zona operativa CFE
Evaluación técnica del riesgo de interconexión de nuevos proyectos renovables considerando saturación actual, estado de obras y probabilidad de curtailment. Ordenada de mayor a menor criticidad.
CRÍTICO Interconexión imposible sin obras previas
ALTO Riesgo severo de curtailment o retraso
MEDIO Capacidad limitada, obras en proceso
BAJO Capacidad disponible, obras avanzadas
| Zona operativa | Riesgo | Saturación actual | Obras clave | Estado obras | MW en riesgo | Riesgo curtailment | Ventana crítica |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noreste NL · Tamps · Coah |
CRÍTICO | Muy alta — único corredor | Línea 119 Noreste-Centro (Pidiregas) | En construcción | 700 MW eólicos + 1,400 MW FV | Muy alto | 2028–2029 |
| Peninsular Yuc · QRoo · Camp |
CRÍTICO | Extrema — sistema insular | SE Kantenah · SE Chichí Suárez | Etapas preliminares | 54% proyectos adjudicados | Muy alto | 2026–2029 |
| Occidente Jal · Mich · Col |
ALTO | Alta — 80% meta desierta | Corredores Bajío-Occidente | Sin licitar / preliminar | 1,230 MW no adjudicados | Alto | 2027–2029 |
| Sureste / Istmo Oax · Chis · Ver |
ALTO | Alta — curtailment activo | Interconexión Istmo-Centro-Sur | Sin fecha de operación | ~4,000 MW instalados sin evacuación | Alto (histórico) | Inmediata |
| Noroeste / BC Son · Sin · BC |
MEDIO | Media — avance parcial | Puerto Peñasco F3-F4 · Corredor BC | En ejecución | 700–1,000 MW en evaluación | Moderado | 2027–2028 |
| Centro / Valle Méx CDMX · Edomex · Qro |
MEDIO | Media — demanda creciente | Refuerzo Querétaro · Hidalgo | Parcialmente avanzado | Congestión en flujos hacia centro | Moderado | 2028–2030 |
| Norte Chih · Dgo · Sin |
MEDIO | Media-baja — prioridad PRODESEN | Líneas Coahuila-Chihuahua | En ejecución avanzado | 500–800 MW potencial | Bajo-moderado | 2027–2028 |
| Oriente Pue · Tlax · Mor |
BAJO | Baja — potencial limitado | Modernización distribución | Avanzado | Menor concentración proyectos | Bajo | 2029–2030 |
Índice de riesgo por zona operativa (0-100)
Hoja de ruta crítica 2025–2030
Los hitos de transmisión deben preceder a los de generación. Cualquier retraso en las obras de la RNT pone en riesgo la entrada en operación de los 7,411 MW adjudicados en 2028-2029.
2025
Inicio del plan — 36 obras concluidas
Se concluyen 36 de las 154 obras prioritarias RNT. CFE presenta Plan de Expansión 2025-2030: 275 líneas, 524 subestaciones, inversión de $163,540 mdp. Adjudicación primera ronda proyectos mixtos.
Q1-Q2 2026
Adjudicación 7,411 MW — brecha de red expuesta
CFE adjudica 37 proyectos (7,411 MW) en junio 2026. Solo 19% de obras RNT terminadas. 12 procedimientos desiertos por saturación. Portafolio 2026-2027: 58 proyectos, 387 obras en licitación.
2026-2027
Ventana crítica para obras de transmisión
Deben iniciarse y avanzar las obras clave: Línea 119 Noreste-Centro, subestaciones Kantenah y Chichí Suárez en Yucatán, corredores Bajío-Occidente e interconexión Istmo-Centro-Sur. Sin avance sustancial, los proyectos adjudicados no podrán operar en 2028-2029.
2028-2029
Fecha crítica de entrada en operación — proyectos adjudicados
Los 7,411 MW deben entrar en operación en este periodo. Si la transmisión no avanza al mismo ritmo que la generación, el curtailment masivo y el incumplimiento de contratos serán inevitables. Riesgo financiero directo para CFE y el erario (participación estatal del 54% en proyectos).
2029-2030
Meta 38% generación limpia — escenario incierto
Para alcanzar el 38% de generación limpia y los 32 GW totales, deberán estar operando las obras de la RNT, los 7,411 MW adjudicados y la segunda ronda de proyectos. El PLADESE contempla 28 GW; el Plan México anuncia 32 GW, pero la brecha de transmisión hace el escenario optimista de alto riesgo.
Escenario de riesgo base
Si el ritmo de ejecución de obras RNT no mejora significativamente (actualmente solo 19% terminado), México podría tener capacidad de generación renovable instalada que no puede ser evacuada, repitiendo el patrón histórico del Istmo de Tehuantepec a escala nacional.
Variable clave: inversión CFE Transmisión
El presupuesto de inversión de CFE cayó 16.7% real en 2026, con historial documentado de subejercicio en años anteriores. La brecha entre lo prometido (163,540 mdp para transmisión) y lo ejecutado será el indicador más relevante para los próximos 18 meses.
