CENACE reporta margen de reserva 2025 >12%; CFE y Presidencia anuncian 275 líneas, 524 subestaciones, 29,000 MW y 624,618 mdp en el plan 2025–2030. Retos: ejecución y tiempos.
La foto eléctrica de 2025 luce menos tensa: el CENACE reporta que el margen de reserva operativo en el Sistema Interconectado Nacional fue superior al 12% en promedio durante el año, un salto frente a la estrechez de 2024. Este respiro coincide con el despliegue de un plan 2025–2030 que combina generación, transmisión y distribución con una inversión total estimada de 624,618 millones de pesos, y con el compromiso de incorporar hasta 29,000 MW al sistema entre aportes públicos y privados. El discurso oficial es claro: más confiabilidad para nearshoring y data centers. La pregunta de los operadores es si el calendario alcanza.
En transmisión, la CFE y la Presidencia pusieron número y apellido: 275 nuevas líneas y 524 obras en subestaciones a ejecutarse en 2025–2030, con una bolsa específica de 8,177 millones de dólares. El objetivo: elevar capacidad, reducir congestiones y permitir la integración de renovables que hoy esperan ventana de conexión. Para usuarios industriales, esto significa atacar los cuellos que encarecen la energía: pérdidas, restricciones y costos marginales altos en nodos sensibles. Se trata de más de 6,000 km nuevos y obras clave en corredores de mayor crecimiento.
En generación, el tablero se mueve con proyectos públicos y privados. Documentos de Proyectos México y comunicaciones sectoriales indican que, de los 29,000 MW anunciados por el Gobierno, una parte significativa vendrá de ciclo combinado, hidroeléctricas modernizadas y renovables con almacenamiento. Además, el plan de cogeneración con Pemex buscaría eficiencias térmicas y mejor aprovechamiento del gas en nodos petroleros. Para 2030, el Informe de Gobierno proyecta 15,759 MW limpios y de almacenamiento bajo el paraguas del Plan, entre CFE y privados. La magnitud impresiona; la ejecución decidirá si se materializa.
La demanda no espera. El arribo de centros de datos en el Bajío y el crecimiento industrial en norte y occidente requieren energía firme y capacidad de cortocircuito hoy, no en 2030. Aun con margen >12% en promedio anual, los picos regionales pueden estrecharse en horas críticas. La respuesta viene por tres flancos: acelerar obras de red, facilitar PPAs y BESS para perfilar carga, y pulir la operación del mercado para que la expansión encuentre señales de precio y acceso a conexión. La meta es evitar que la energía más barata quede “atrapada” por falta de líneas.
Para 2026, el indicador a monitorear no es solo el margen nacional, sino la entrega efectiva de líneas y subestaciones, la puesta en marcha de centrales y la disponibilidad de gas y combustibles. Con 624,618 mdp sobre la mesa y 29,000 MW prometidos, la ventana para capitalizar el nearshoring está abierta, pero no para siempre. Si los plazos se resbalan, la industria pagará el costo en precios, restricciones y oportunidades perdidas.
