La red eléctrica

Hay dos preguntas eléctricas distintas y suelen confundirse. La primera es si hay energía suficiente en el país. La segunda es si esa energía puede llegar al predio que uno está evaluando. Son problemas separados, y en el Bajío el segundo es el que muerde.

Qué cambió en la regulación

El 18 de marzo de 2025 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las reformas que consolidaron a la Comisión Reguladora de Energía y a la Comisión Nacional de Hidrocarburos en un solo organismo: la Comisión Nacional de Energía, órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía.

La CNE asumió el otorgamiento, modificación y revocación de permisos de generación y comercialización, la regulación tarifaria y la supervisión del mercado eléctrico mayorista. Los permisos emitidos por la CRE siguen siendo válidos hasta su vencimiento o revocación.

La transición no fue instantánea. Los plazos y términos estuvieron suspendidos desde el 18 de marzo hasta principios de junio de 2025 — cerca de dos meses y medio en los que no se atendieron trámites — y el rezago acumulado se estimó en varios cientos de solicitudes. Para un proyecto con calendario, ese tipo de interrupción administrativa es tan real como una restricción física.

La restricción física

La Comisión Federal de Electricidad tiene en marcha un programa de expansión de la Red Nacional de Transmisión para el periodo 2025–2030, con decenas de proyectos de líneas y subestaciones. El Bajío aparece explícitamente entre las regiones prioritarias, junto con la zona metropolitana de Monterrey y la frontera norte.

Que la región esté en la lista de prioridades es una buena noticia y, al mismo tiempo, la confirmación del problema: se refuerza lo que está saturado.

El dato más claro vino de la propia licitación. En el proceso mixto de generación resuelto a mediados de 2026 se adjudicaron 7,411 MW, pero 46 procedimientos quedaron desiertos. De ésos, doce se declararon desiertos explícitamente por saturación de la red y dieciséis por falta de capacidad de transmisión. En la región Occidente, frente a una meta de 1,540 MW, sólo se adjudicaron 310.

La lectura para un ocupante industrial es directa. Se está construyendo generación. La capacidad de llevarla a donde se consume avanza más lento. Un proyecto de generación que no puede evacuarse es energía atrapada, y una planta que no puede interconectarse es una planta detenida, aunque el país tenga superávit en el papel.

Qué verificar sobre un predio

• Cuál es la subestación que alimenta al parque, y qué capacidad disponible tiene hoy — no la capacidad instalada, la disponible
• Cuánta carga está comprometida con ocupantes ya instalados y con contratos firmados aún no energizados
• Qué estudios de interconexión exige el nivel de carga del proceso, y cuánto están tardando en la práctica
• Si hay obra de refuerzo programada para esa subestación en el programa de expansión, y en qué año
• Qué margen ofrece la generación distribuida bajo el umbral vigente, y a qué costo real por kWh

La respuesta a la primera pregunta no está en el folleto del parque. Está en la división de distribución correspondiente, y suele requerir una solicitud formal. Ese es exactamente el tipo de verificación que separa un estudio de sitio de una recomendación.