La reforma energética de 2025 y su despliegue en 2026 inauguraron una versión “Solar 2.0” en México: un esquema donde el Estado retoma el timón del sistema eléctrico, pero sin cerrar la puerta a la inversión privada en renovables. Para empresas y bancos, el cambio no es solo jurídico; implica una reconfiguración profunda de quién contrata, quién asume el riesgo y cómo se financian los proyectos solares y eólicos en la próxima década.
El punto de partida es claro: el nuevo marco fijó que la CFE asegure al menos 54% de la generación, dejando hasta 46% para privados bajo seis modalidades de participación. Dentro de ese 46% se inscriben las nuevas rondas de renovables con contratos de largo plazo —hasta 25 años— y metas acumuladas que, de acuerdo con análisis recientes, podrían sumar alrededor de 7.5 GW adicionales hacia 2030, si todas las convocatorias se ejecutan conforme a lo previsto.
Esta arquitectura cambia el tipo de riesgo que enfrentan los proyectos. En la década pasada, muchos parques solares se estructuraron con contratos privados de compraventa de energía (PPAs) con empresas o suministradores calificados como contraparte principal. Hoy, buena parte de las nuevas oportunidades pasa por licitaciones donde CFE o entidades públicas afines se convierten en off-takers centrales, mientras que los privados compiten por construir, financiar y operar activos que se integran a un sistema eléctricamente más dirigido.
Para los desarrolladores, esto ofrece una mezcla ambivalente. Por un lado, tener un comprador estatal de largo plazo puede reducir el riesgo de demanda y mejorar el perfil de crédito de los proyectos, especialmente en tecnologías maduras como la solar fotovoltaica. Por otro, el diseño de las rondas y la prioridad operativa de CFE en la operación del sistema pueden limitar la flexibilidad para colocar energía en mercados alternos o aprovechar precios de oportunidad, algo clave para ciertos modelos de negocio.
La banca y los inversionistas institucionales también ajustan su lente. Un marco donde el Estado fija metas de transición, define la ubicación de la nueva capacidad y concentra buena parte del riesgo comercial, puede resultar atractivo para fondos que privilegian estabilidad y regulaciones claras. Sin embargo, el historial reciente de cambios regulatorios, litigios y ajustes de reglas en México obliga a incorporar primas de riesgo y cláusulas de protección más robustas, sobre todo en contratos de 20 a 25 años.
En paralelo, la nueva lógica de planeación sectorial y transición energética introduce filtros adicionales. La Secretaría de Energía y los programas de expansión eléctrica 2025–2030 establecen que la nueva capacidad no se definirá solo por rentabilidad aislada, sino por criterios como localización estratégica, aporte a la confiabilidad y contribución a metas de energía limpia. Esto significa que proyectos solar–eólica ya no compiten únicamente por precio, sino por su capacidad de resolver cuellos de botella regionales o complementar la oferta en corredores industriales clave.
Para las empresas intensivas en energía, estos cambios tienen una lectura dual. Por un lado, se abre la posibilidad de anclar grandes proyectos renovables cerca de clústeres automotrices, de semiconductores o de logística, en esquemas donde CFE y el sector privado cofinancian infraestructura asociada. Por otro, la mayor centralización de decisiones puede retrasar o filtrar proyectos que no encajen con la visión oficial de transición y planeación, aun cuando tengan offtakers privados comprometidos.
El resultado es un tablero más complejo pero no necesariamente menos atractivo. Las empresas que quieran jugar en el “Solar 2.0” mexicano deberán combinar tres capacidades: entender a profundidad el nuevo marco legal y de planeación, construir relaciones sólidas con CFE y autoridades, y diseñar estructuras financieras que repartan riesgo de manera inteligente entre Estado, bancos y offtakers privados.
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En un mundo donde inversionistas globales presionan por portafolios más limpios, México sigue siendo una pieza relevante por su tamaño de mercado, su ubicación y su potencial renovable. La pregunta ya no es si habrá inversión solar y eólica, sino bajo qué reglas, con qué socios y con qué grado de certeza para quienes arriesgan capital en la transición energética del país.
