Programa Sectorial de Energía 2025 2030. Entre la ambición y la realidad. Parte II: Cuellos de botella, industria, clima e inversión.
- GCDS
- hace 2 días
- 11 Min. de lectura
En la primera parte de este análisis se revisaron los ejes centrales del Programa Sectorial de Energía 2025‑2030: sus metas de generación limpia, el rol asignado a CFE y Pemex, la narrativa de justicia energética y su articulación con la planeación nacional y los compromisos climáticos de México.
En esta segunda parte, el foco se desplaza de lo que el PROSENER dice a lo que realmente puede hacer, la idea es poner en perspectiva los cuellos de botella en transmisión y permisos, las implicaciones para la industria y el nearshoring, la coherencia de las metas energéticas con los compromisos climáticos y finalmente, los límites presupuestales y de inversión que condicionan la ejecución del programa en el periodo 2025‑2030
2.1. Cuellos de botella en transmisión y permisos: el gran obstáculo silencioso
Uno de los puntos menos discutidos del PROSENER 2025‑2030 es que la viabilidad de sus metas depende de algo que el documento solo menciona de manera general, esto es la capacidad real de la red de transmisión y la velocidad de los permisos. Es claro que no basta con proyectar decenas de gigawatts de nueva capacidad si las líneas existentes ya operan al límite en varias regiones y si los proyectos renovables enfrentan demoras de años para conseguir dictámenes, derechos de vía, autorizaciones ambientales y de conectividad.
El desajuste entre generación y transporte de energía
Estudios del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) muestran que México necesitaría agregar más de 15,000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión para integrar del orden de 20 GW de renovables al sistema, en particular en zonas con alto recurso solar y eólico pero poca infraestructura de evacuación. La demanda eléctrica proyectada crecerá alrededor de 13.4% entre 2024 y 2030, lo que implica no solo nueva generación, sino también mejoras significativas en redes de transmisión y distribución para evitar congestiones, recortes de despacho y pérdidas técnicas crecientes.
La CFE reconoce la urgencia de duplicar su red troncal en cinco años, pero los proyectos de transmisión avanzan a un ritmo muy inferior al que implican las metas de generación limpia. De acuerdo a los analistas especializados, se dice que han llegado a la conclusión de que, sin transmisión, no hay transición, sin importar que se liciten y construyan miles de MW renovables, la red no tendrá capacidad de absorberlos de manera segura y eficiente.
Tiempos de permisos y complejidad regulatoria
El rezago en transmisión se agrava por la complejidad en la obtención de permisos. Un proyecto renovable típico debe transitar por:
a. Dictamen de factibilidad de conexión (CRE): 6–12 meses.
b. Autorización ambiental (SEMARNAT): hoy en día indefinido pero como 9 meses.
c. Consulta y consentimiento previo con comunidades (SEMARNAT / CONUA): 6–24 meses.
d. Permisos de derechos de vía y municipales: 3–12 meses.
En total, la realidad es avasalladora, proyectos de generación de mediano tamaño pueden tardar 2–4 años en permisos, aun antes de iniciar construcción, esto de manera estimada; si a lo anterior se le adiciona la complejidad de obtener permisos de transmisión (que son jurisdiccionalmente más complicados porque cruzan múltiples municipios y estados), los tiempos se extienden aún más.
Ejemplo regional: el Bajío como caso de saturación incipiente
En el Bajío (Guanajuato, Aguascalientes, Zacatecas), donde el potencial solar es excepcional y donde han llegado inversiones importantes en manufactura, distribuidoras y plantas solares se enfrentan ya a restricciones operativas en la red local de transmisión. En algunas zonas, la CFE ha requerido que nuevos proyectos instalen sistemas de almacenamiento (baterías) para "aliviar" la congestión, elevando significativamente los costos de viabilidad. Otros proyectos simplemente han quedado en espera de ampliaciones de red que tardarán años.
Sin una estrategia de transmisión integrada con la expansión de generación renovable, este patrón se replicará en otras regiones de alto potencial (norte fronterizo, Yucatán, Istmo), limitando la capacidad real del PROSENER para alcanzar sus metas de MW limpios.
2.2. Implicaciones para industria y nearshoring: la brecha entre discurso y condiciones reales
Para la industria instalada y los proyectos de nearshoring, el problema no es solo si habrá suficiente energía, sino de qué tipo, a qué costo y con qué certidumbre de acceso. Muchas cadenas globales están condicionando nuevas inversiones a contratos de suministro con alta proporción de energías renovables, estabilidad de voltaje y reglas claras de interconexión; sin capacidad de transmisión y sin una ruta clara para power purchase agreements (PPAs) o esquemas equivalentes, la narrativa de México como "plataforma manufacturera verde" se vuelve difícil de sostener frente a inversionistas sofisticados.
Sectores con demanda creciente de energía limpia
a. Automotriz y autopartes: fabricantes globales como VW, BMW, Audi y sus cadenas de suministro han establecido metas de 100% energía renovable en sus operaciones mexicanas para 2030.
b. Electrónica y semiconductores: compañías como Intel, Samsung y su ecosistema buscan activamente plantas en México, pero exigen PPAs de largo plazo con energía renovable como requisito de inversión.
c. Farmacéutico y químico fino: empresas europeas y estadounidenses con compromisos de net zero requieren trazabilidad de huella de carbono eléctrica en sus plantas mexicanas.
d. Data centers y cloud: con el boom de IA, nuevos centros de datos buscan ubicarse en México, pero necesitan energía limpia, confiable y con baja latencia regulatoria.
Para estos sectores, el PROSENER abre la puerta a una narrativa de oportunidad, pero en la práctica, empresas en polos de crecimiento (fronteras, Bajío, corredores industriales) ya enfrentan restricciones para nuevas cargas, tiempos largos para dictámenes de factibilidad y dudas sobre el espacio real para generación renovable dedicada o de autoconsumo.
Riesgos concretos para el nearshoring
Riesgo | Implicación |
Costos elevados de conexión | Proyectos renovables para plantas industriales requieren inversión adicional en líneas dedicadas y sistemas de respaldo, reduciendo rentabilidad. |
Restricciones operativas de red | Nuevas plantas pueden enfrentar límites de potencia disponible o requerimientos de almacenamiento, afectando modelos de negocio. |
Reputación corporativa | Compañías globales que prometieron energía limpia a accionistas, clientes y reguladores pueden verse obligadas a comunicar "restricciones locales", dañando marca. |
Competencia de otros países | Chile, Perú, Brasil han avanzado más en PPAs, subastas de renovables y frameworks claros para nearshoring verde, atrayendo inversión que México podría perder. |
El riesgo es claro, o tal vez evidente, la combinación de cuellos de botella físicos y señales regulatorias ambiguas hacen que una parte del nearshoring de alto valor se desplace a jurisdicciones con mejor alineación entre discurso y condiciones de suministro.
2.3. Coherencia con metas climáticas y compromisos internacionales: la brecha de ambición
En materia climática, la meta de alcanzar 38% de generación eléctrica limpia al 2030 marca un giro respecto de referencias previas que hablaban de 40% o más, y plantea dudas sobre la alineación del PROSENER con la trayectoria de descarbonización que México ha presentado en sus Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC) bajo el Acuerdo de París.
Comparativa de metas y compromisos
a. Meta PROSENER 2030: 38% generación limpia.
b. Meta previa (PND 2018–2024): 40–43% generación limpia.
c. Meta NDC de México (Acuerdo de París): Reducción de 25% de emisiones de GEI y contaminantes climáticos de corta vida al 2030 (vs. línea base BAU).
d. Recorte de emisiones implícito en 38%: Aproximadamente 23.9% vs. tendencia BAU, lo que resulta insuficiente para alinearse con trayectorias de 1.5–2 °C en línea con compromisos del Acuerdo de París.
Diversos análisis internacionales ya califican la NDC mexicana como "insuficiente" y un recorte adicional de ambición en energía limpia envía una señal compleja justo cuando los socios comerciales exigen cadenas de suministro más bajas en carbono.
La persistencia de hidrocarburos en la narrativa
La coherencia también se pone a prueba cuando se observa que el PROSENER sigue otorgando prioridad a hidrocarburos y gas natural como pilares del sistema, en paralelo con metas de mitigación que dependen, en buena medida, de la expansión renovable y la electrificación. Sin una estrategia clara para desplazar gradualmente generación fósil ineficiente, electrificar consumos finales (transporte, calefacción, procesos industriales) y mejorar la eficiencia energética, el riesgo es que el país se quede atrapado en una matriz donde la participación de limpias crece, pero no al ritmo necesario para doblar la curva de emisiones antes de 2050.
Implicaciones geopolíticas y comerciales
Más allá de la contabilidad de porcentajes, la coherencia climática tiene un componente geopolítico ineludible y de relevancia, la Unión Europea, Estados Unidos y otros mercados clave están avanzando hacia mecanismos de ajuste en frontera por carbono (CBAM), cláusulas de sostenibilidad en tratados comerciales y exigencias crecientes de transparencia en emisiones de cadenas de suministro. Si México no logra que sus instrumentos de planeación, como es el caso del PROSENER, se alineen de manera convincente con su discurso internacional, podría enfrentar no solo críticas ambientales, sino también barreras comerciales implícitas y pérdida de atractivo para inversiones orientadas a la descarbonización.
2.4. Presupuesto y capacidad de inversión: el límite duro de la realidad
Al final del día, la distancia entre la ambición del PROSENER y la realidad se define en pesos o en dólares, como más les guste y terribles tiempos de ejecución. Diversos análisis independientes estiman que, para cubrir la demanda eléctrica proyectada a 2030 (13.4% más que hoy) y cumplir las metas de generación limpia, México requeriría del orden de 40,484 MW nuevos y más de 66,925 millones de dólares en inversión combinada en generación, transmisión y distribución en el periodo 2025‑2030, entre los subejercicios manifestados y la poca capacidad económica actual del Estado, parecería que el panorama no es del todo agradable.
Conceptual de un posible desglose de inversión requerida vs. presupuestada
Según IMCO:
a. Generación: 28,877 mdd.
b. Transmisión: 6,516 mdd.
c. Distribución: 3,792 mdd.
d. Total: ~39,200 mdd (cercano a los 40,000+ mdd de otras estimaciones).
Frente a ese requerimiento, el volumen de recursos contemplados en los programas actuales de CFE y en el llamado Plan México resulta, cuando menos, ajustado y fragmentado. Los datos públicos sobre presupuesto de CFE muestran que, aun con incrementos recientes, la empresa enfrenta restricciones para financiar simultáneamente nueva generación, expansión de redes, mantenimiento diferido y proyectos de modernización, especialmente si la mayor parte del peso recae en financiamiento público lo que nos lleva tener que voltear hacia donde pudiera ser factible obtener financiamiento sin limitaciones gubernamentales.
La transmisión: el hoyo negro de la inversión
Un caso particular: La inversión en transmisión. Se dice que CFE planea invertir alrededor de 163,540 millones de pesos (aproximadamente 9,600 mdd al tipo de cambio actual) en proyectos de transmisión para 2025‑2030. Aunque suena robusto, representa apenas una fracción de lo que AMIF y otros analistas estiman como necesario (15,000 km adicionales × costos de construcción = estimaciones de 12,000–15,000 mdd). Peor aún, la transmisión no ha resultado atractiva para la inversión privada bajo el marco actual, lo que significa que todo o casi todo debe venir del Estado, limitando el espacio fiscal para otras prioridades, alguien diría, así o más sencillo.
El interrogante del cofinanciamiento
Si a lo que se ha dicho le agregamos el hecho que la transmisión no ha resultado atractiva para la inversión privada y que proyectos de generación renovable privada enfrentan incertidumbre en la oferta de energía limpia y en reglas de mercado, la pregunta es inevitable: ¿de dónde saldrá el capital para cerrar la brecha entre lo que el PROSENER dice y lo que el sistema necesita?
Ejemplos de esquemas que sí han funcionado en otros contextos:
a. Brasil: Licitaciones separadas de transmisión con retorno garantizado, atrayendo inversores de infraestructura.
b. Chile: Asociaciones público‑privadas en transmisión regional, con regulación previsible.
c Colombia: Esquemas de generación distribuida con acceso claro a la red y tarificación transparente.
En México, reconocer este límite no implica renunciar a los objetivos del PROSENER, pero sí obliga a replantear, con realismo, cómo se distribuirá el esfuerzo entre sector público y privado, qué ajustes regulatorios son indispensables para hacer bancables los proyectos de infraestructura y si la estructura fiscal del Estado pudiera permitir absorber el volumen de inversión que la ambición energética requiere.
Consideraciones finales: cerrando la brecha
El PROSENER 2025‑2030 plantea una visión ambiciosa para la transición energética mexicana, pero se enfrenta a cuatro obstáculos concretos que no pueden resolver con lenguaje de política pública: cuellos de botella en transmisión y permisos que limitan la incorporación real de renovables, incapacidad de la industria y el nearshoring para anclar inversión sin certidumbre de energía limpia, brecha creciente entre compromisos climáticos y metas efectivas de reducción de emisiones, y límites estructurales de capital público para financiar infraestructura a la escala requerida.
Para cerrar esta brecha requiere:
Plan de transmisión integrado: 15,000 km no como cifra en un documento, sino como proyectos específicos, licitados y financiados.
Reglas claras para inversión privada: PPAs predecibles, acceso garantizado a la red, marcos regulatorios estables.
Coherencia climática: alineamiento real entre metas de energía limpia, reducción de emisiones y compromisos internacionales.
Gobernanza interinstitucional: coordinación efectiva entre CFE, CRE, SEMARNAT, CONAGUA y gobiernos estatales para reducir tiempos de permisos y evitar conflictos de objetivos.
La pregunta que queda abierta para los próximos meses es si esta brecha será cerrada con acciones concretas o si el PROSENER seguirá siendo, en buena medida, una promesa sobre el papel.
Por la naturaleza de la información y los datos contenidos, se ha considerado el hacer referencia a diversas organizaciones y sus consideraciones sobre cada uno de los cuatro rubros que conforman el presente:
1) Cuellos de botella en transmisión y permisos
Red de transmisión insuficiente y no “bancable”
IMCO – Infraestructura para un sistema eléctrico competitivo (2025‑2030)
Estima que la demanda eléctrica será 13.4% mayor en 2030 vs 2024 y que se necesitan 40,484 MW nuevos con inversión de ~66,925 mdd para generación y redes (Plan México).
IMCO – Comunicado “Es necesario acelerar las inversiones en el sector eléctrico”
Señala la urgente necesidad de priorizar infraestructura de transmisión y el monto de inversiones previstas en Plan México para generación y redes.
Energía Hoy / otros medios – sobre aumento de demanda y necesidad de inversión
Reiteran demanda +13.4% a 2030 y necesidad de acelerar inversiones, citando el estudio del IMCO.
Kilómetros de nuevas líneas de transmisión requeridos y “sin transmisión no hay transición”
AMIF – “México necesita 15,000 km de nuevas redes de transmisión para integrar 20 GW renovables al 2030”
Cita a especialistas que advierten que, sin esa expansión, no se pueden absorber los 20 GW renovables previstos; dependencia de 60% gas natural y cuellos de botella.
Energía Estratégica – “México busca duplicar sus redes eléctricas en cinco años…”
Incluye la frase “sin transmisión no hay transición” y señala la falta de inversión en transmisión como principal obstáculo para incorporar nueva capacidad renovable.
Transmisión no “bancable
Ovaciones – “El gran cuello de botella eléctrico”
Explica que casi ningún privado quiere financiar transmisión porque “la transmisión eléctrica en México no es bancable”; cuellos de botella impiden conectar nuevas plantas renovables.
2) Implicaciones para industria y nearshoring
Nearshoring y demanda de energía limpia
ENEL – “Suministro eléctrico y desarrollo del nearshoring en México”
Señala que el nearshoring dispara la demanda en ciertas zonas, que las empresas buscan energía constante y preferentemente renovable, y que se requieren inversiones en infraestructura, regulación y permisos.https://enel.mx/es/blog/conociendo-el-mercado-energetico/suministro-electrico-desarrollo-nearshoring-en-mexico
Industronic – “Nearshoring y su impacto en las industrias mexicanas”
Cita datos de IMCO (28.7% de generación limpia en 2022), demanda creciente y necesidad de política e infraestructura para cumplir objetivos de energía limpia en el contexto de nearshoring.
KPMG – “Incentivos y retos del nearshoring en México”
Subraya que las empresas globales demandan energía limpia y que la regulación del país receptor debe alinear su política energética con esa exigencia.https://kpmg.com/mx/es/tendencias/2024/04/ao-incentivos-y-retos-del-nearshoring-en-mexico.html
3) Coherencia con metas climáticas y compromisos internacionales
Meta de energía limpia (38%) y recorte respecto a metas previas
PROSENER / SENER
Programa Sectorial de Energía 2025‑2030 define la meta de 38% de generación limpia para 2030.
Energy21 – “México recorta meta de energías limpias a 38% para 2030”
Explica el recorte de la meta respecto a referencias previas, detalla que la participación estatal crecería, y menciona metas de reducción de emisiones (23.9% vs tendencia BAU).
AMIF – “El nuevo PROSENER 2025‑2030 relega el crecimiento renovable…”
Analiza cómo la hoja de ruta complica el cumplimiento de metas ambientales, dada la prioridad a fósiles y la menor ambición renovable.
Plan Nacional de Desarrollo y NDC
Plan Nacional de Desarrollo 2025‑2030
Permite comparar metas de energía limpia (por ejemplo 40% vs 38%) y el discurso general de sustentabilidad.
4) Presupuesto y capacidad de inversión
Montos de inversión necesarios 2025‑2030
IMCO – Infraestructura para un sistema eléctrico competitivo (2025‑2030)
Habla de 40,484 MW nuevos requeridos y una inversión de 66,925 mdd para generación y redes, cifra 124% mayor a la inversión prevista en Plan México para proyectos de generación CFE + privados.
IMCO – Comunicados y notas de prensa
Detallan la inversión conjunta estimada 2025‑2030: 28,877 mdd para centrales de generación, 6,516 mdd en transmisión y 3,792 mdd en distribución.
IMCO – Monitor de Energía | Presupuesto CFE
Analiza el presupuesto aprobado vs necesidades del PFESEN 2025‑2030, y la brecha que genera dudas sobre capacidad de CFE para cumplir metas de expansión.
Energy & Commerce / notas sectoriales
“CFE invertirá 163,540 mpd en proyectos de transmisión de energía para 2025‑2030”: cifras de inversión previstas bajo el Plan de Expansión de CFE.https://energyandcommerce.com.mx/cfe-invertira-163540-mpd-en-proyectos-de-transmision-de-energia-para-2025-2030/
El contenido del presente es la opinión del autor y no responde a pregunta, consulta o duda que se hubiere presentado, en tan solo una concepción generada de la información consultada y que se puede ver; con gusto, cualquier duda, estamos a la orden.
Comentarios