CFE pone a prueba su expansión eléctrica entre la red y los sistemas aislados

La Comisión Federal de Electricidad presentó en octubre una cartera de expansión que combina dos escalas distintas de infraestructura: 32 proyectos de transmisión con una inversión estimada de 35,904 millones de pesos y cuatro proyectos de generación bajo esquemas de desarrollo mixto. La propuesta incluye líneas, subestaciones y capacidad asociada a la red, pero también centrales termosolares, cogeneración, baterías, hidrógeno y celdas de combustible.

La diferencia importa porque no todos los proyectos enfrentan el mismo problema. En buena parte del país, el reto es transportar electricidad hacia zonas industriales, urbanas o logísticas. En Baja California Sur, en cambio, la CFE opera sistemas separados del Sistema Interconectado Nacional, por lo que la generación debe resolverse localmente. La cartera anunciada puede leerse así como un plan de ampliación de red y, al mismo tiempo, como un ensayo para atender sistemas eléctricos con menos capacidad de respaldo.

El monto corresponde a una cartera, no a obras terminadas

La información difundida por la CFE señala que los 32 proyectos de transmisión suman 7,180 megawatts, 2,152 kilómetros-circuito, 107 líneas de transmisión y 138 subestaciones, integradas en 245 obras. La presentación también dividió los proyectos en tres modalidades: 16 vinculados con Fibra E, dos de obra pública presupuestal y 14 de obra pública financiada.

Estos datos describen el alcance previsto de la cartera, pero no significan que las obras estén construidas ni que todos los contratos hayan sido asignados. La empresa habló de adjudicaciones en los próximos meses. Por ello, el siguiente punto de comprobación no será el anuncio del plan, sino la publicación de convocatorias, bases, calendarios, fallos y contratos para cada paquete.

También conviene separar la transmisión de la generación. Los 35,904 millones de pesos corresponden a los 32 proyectos de transmisión reportados en la presentación. Las cuatro iniciativas de generación fueron expuestas aparte y bajo esquemas de desarrollo mixto, de modo que no deben sumarse automáticamente al monto de la red sin que la CFE publique sus costos específicos.

Dos sistemas eléctricos, dos tipos de urgencia

La comparación entre Baja California Sur y el Sistema Interconectado Nacional ayuda a entender por qué la cartera no puede evaluarse sólo por su número de megawatts. El Cenace identifica por separado al Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur. En términos prácticos, la península sudcaliforniana no puede apoyarse en los grandes corredores del centro, norte o Bajío para compensar de inmediato una falla o un aumento de demanda.

La propia CFE ha descrito a Baja California Sur como un sistema integrado por dos redes aisladas, Mulegé y Baja California Sur, separadas del Sistema Interconectado Nacional. Esa condición explica la relevancia de los proyectos Termosolar I El Crucero, de 100 megawatts, y Termosolar II Comondú, de 50 megawatts. En una región conectada al sistema nacional, una central solar puede complementar una red amplia; en un sistema aislado, su diseño debe considerar con mayor cuidado el respaldo, las horas de generación y la estabilidad operativa.

El contraste también marca un límite para comparar la cartera con los planes nacionales de expansión. En agosto, la CFE reportó un programa general 2026-2030 con 675,958 millones de pesos para generación, transmisión y distribución, incluidos 131,889 millones para 175 proyectos de transmisión. La cartera presentada en octubre es un subconjunto más acotado y dirigido a proyectos concretos que la empresa busca llevar a etapas de contratación o desarrollo mixto.

Por eso, los 2,152 kilómetros-circuito no equivalen a toda la expansión de la red eléctrica mexicana. Representan la escala de este paquete específico. La comparación regional permite evitar una lectura exagerada: una obra de transmisión en el Bajío o en la frontera puede facilitar nuevas conexiones industriales, mientras que una central híbrida en BCS busca resolver confiabilidad local en una red que no tiene el mismo respaldo geográfico.

La parte tecnológica todavía necesita demostrar su utilidad

Los cuatro proyectos de generación presentados por la CFE son Termosolar I El Crucero y Termosolar II Comondú, en Baja California Sur; la Central de Cogeneración Tula, en Hidalgo; y la Central Híbrida Oasis. Esta última combina generación fotovoltaica, almacenamiento con baterías, producción de hidrógeno y celdas de combustible.

La presencia de estas tecnologías es relevante porque desplaza la conversación desde la capacidad instalada hacia la disponibilidad de electricidad. Una planta solar produce de acuerdo con la radiación; las baterías pueden desplazar parte de esa generación a otras horas; el hidrógeno y las celdas de combustible podrían aportar respaldo adicional, aunque requieren equipos, combustible, operación y costos que todavía deben detallarse públicamente.

Oasis tiene un antecedente comparable dentro de la planeación federal: la Presidencia informó que el proyecto combinaría una central fotovoltaica de 72 megawatts, baterías de 20 megawatts e hidrógeno en el sistema Mulegé. La similitud con la nueva cartera está en integrar generación y almacenamiento en una zona aislada. La diferencia es que la presentación más reciente incorpora el proyecto dentro de una cartera de desarrollo mixto junto con otras iniciativas, sin que eso constituya por sí mismo una adjudicación.

El caso de Tula responde a una lógica diferente. La cogeneración puede vincular la producción eléctrica con procesos industriales y aprovechar calor útil, pero no es directamente comparable con una central termosolar en BCS. Una atiende una necesidad asociada a una zona industrial y a un proceso térmico; las otras buscan aprovechar un recurso solar y aportar respaldo a una red con restricciones de interconexión.

Qué deberá ocurrir para que el plan cambie el mapa eléctrico

El efecto sobre la relocalización industrial dependerá menos del tamaño anunciado que de la coordinación entre generación, transmisión y conexión de usuarios. Una nueva fábrica puede ubicarse cerca de una central, pero seguirá necesitando subestaciones, líneas, estudios de interconexión, permisos y capacidad disponible en el momento en que inicie operaciones.

En los próximos meses, las señales más útiles para evaluar el avance serán concretas:

Convocatorias y fallos: deberán mostrar qué proyectos pasan de la cartera a un procedimiento competitivo o a una modalidad de contratación definida.
Fichas técnicas completas: será necesario conocer ubicación, capacidad de transformación, puntos de interconexión, calendario y costo individual.
Reglas para los proyectos mixtos: las empresas deberán saber qué aporta la CFE, qué riesgos asume el privado, quién opera los activos y cómo se remunera la energía o la potencia.
Resultados operativos: en BCS será especialmente importante observar si el almacenamiento reduce la dependencia de generación convencional durante las horas críticas.

La comparación entre regiones deja una conclusión prudente. La expansión de transmisión puede ser una condición para atraer nuevas inversiones en zonas conectadas, pero no garantiza por sí sola que lleguen fábricas o centros de datos. En Baja California Sur, las centrales híbridas pueden ofrecer una solución más adaptada al territorio, aunque su desempeño dependerá de que el almacenamiento y el hidrógeno sean económicamente sostenibles, no sólo técnicamente posibles.

El Plan de Expansión CFE 2026-2030 entrará en una etapa decisiva cuando la cartera tenga responsables, fechas, contratos y obras visibles. Hasta entonces, el anuncio funciona como mapa de prioridades: una red nacional que necesita más capacidad de transporte y un sistema aislado que puede convertirse en laboratorio para combinar solar, baterías y combustibles de respaldo.