La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México presenta una nueva cartera de generación solar híbrida, almacenamiento e hidrógeno verde, en paralelo con 32 proyectos de transmisión eléctrica que demandarán inversiones aproximadas de 35.904 millones de pesos. Los desarrollos forman parte de la actualización del Plan de Expansión 2026-2030 y se conocen mientras la empresa estatal prepara la siguiente etapa del esquema de inversión mixta con desarrolladores privados.
La presentación contempla nuevas centrales termosolares y fotovoltaicas en Baja California Sur, un complejo híbrido que incorpora baterías y producción de hidrógeno, y proyectos de cogeneración. En transmisión, el programa abarca 2.152 kilómetros-circuito, 107 intervenciones en líneas y 138 en subestaciones, con procedimientos de contratación programados entre octubre de 2026 y marzo de 2027.
El anuncio coincide con un momento de definiciones para el mercado eléctrico mexicano. Según pudo conocer Energía Estratégica, la segunda convocatoria mixta, coordinada por la Secretaría de Energía (SENER) y CFE, mantiene 66 proyectos solares y eólicos por 8241 MW en evaluación, correspondientes a 34 grupos económicos que buscan avanzar hacia la adjudicación. La CFE aseguró que las decisiones están previstas entre noviembre de 2026 y enero de 2027.
La información surge del Segundo Roadshow del Plan de Expansión de la CFE 2026-2030, celebrado el 23 de octubre, donde la compañía expone las características técnicas de sus nuevas instalaciones, las necesidades de infraestructura eléctrica y los esquemas financieros previstos para movilizar capital.
Nuevos proyectos propios: generación solar, almacenamiento e hidrógeno verde
Una de las principales novedades aparece en Baja California Sur, donde CFE identifica dos proyectos híbridos que combinan tecnología termosolar de concentración con generación fotovoltaica y almacenamiento térmico.
Se trata de CSP Termosolar I «El Crucero», de 100 MW, y CSP Termosolar II «Comondú», de 50 MW, que suman 150 MW de potencia en sus puntos de interconexión.
Ambas iniciativas responden a una configuración distinta de los parques fotovoltaicos convencionales, al incorporar generación solar de concentración y almacenamiento de calor para extender la disponibilidad de electricidad fuera de las horas de mayor radiación.
En el caso de El Crucero, el diseño contempla dos centrales de 50 MW cada una, integradas por dos torres termosolares y dos campos fotovoltaicos. La documentación identifica componentes solares de 50 MW en corriente alterna por unidad, que operarán de manera coordinada.
La instalación proyecta 582 GWh de generación anual, un factor de planta del 66,5% y 12 horas de almacenamiento térmico. CFE también estima que evitaría 407.400 toneladas de dióxido de carbono, aunque la presentación no detalla la metodología utilizada para calcular esa reducción.
El concepto técnico busca garantizar el «Despacho continuo», mediante la integración de tecnologías solares y el aprovechamiento del almacenamiento térmico para reducir la dependencia de la producción fotovoltaica instantánea.
Por su parte, Comondú contempla una central híbrida de 50 MW en el punto de interconexión, compuesta por una unidad termosolar y otra fotovoltaica, ambas identificadas con 50 MW de capacidad en la ficha técnica.
El proyecto incorpora más de 10.000 heliostatos, una torre de concentración solar de 160 metros y un sistema de almacenamiento térmico de 12 horas, además de una irradiación de referencia de 2.180 kWh por metro cuadrado.
A esta cartera se incorpora la Central Híbrida Oasis, localizada en Guerrero Negro, municipio de Mulegé, también en Baja California Sur. El desarrollo combina generación fotovoltaica, baterías, electrólisis de hidrógeno y celdas de combustible para producir electricidad.
La instalación prevé 72 MW fotovoltaicos en corriente continua, equivalentes a 60 MW en corriente alterna, junto con un sistema de almacenamiento de baterías de 20 MW y 80 MWh, diseñado para operar durante cuatro horas.
El complejo también incorpora 20 MW de consumo eléctrico para electrolizadores, que utilizarán la electricidad para producir hidrógeno. Este vector será almacenado en tanques y posteriormente aprovechado mediante cuatro celdas de combustible de 1,5 MW cada una, con una capacidad conjunta de generación de 6 MW.
La combinación introduce una arquitectura de almacenamiento de diferentes duraciones, aunque el documento no precisa la capacidad energética de los tanques de hidrógeno ni el rendimiento global del ciclo de conversión.
Según las estimaciones presentadas, Oasis podría suministrar electricidad equivalente al consumo de 40.000 hogares y generar 1.960 empleos directos y 500 indirectos durante su desarrollo.
Por fuera de las tecnologías renovables, el roadshow también incorpora un proyecto de cogeneración en Tula de Allende, Hidalgo, cuya capacidad se establece en 681 MW bajo condiciones de verano y 710 MW de potencia media anual.
La instalación contempla una configuración 3x3x1, producción de vapor de entre 320 y 842 toneladas por hora y consumo de gas natural de 150 millones de pies cúbicos diarios.
El cronograma presentado prevé el inicio en 2027, un período constructivo de 45 meses y la entrada en operación en 2030, aunque las fechas requieren precisiones adicionales sobre los hitos de construcción.
Cabe recordar que CFE también avanza en la construcción de la Secuencia III de la Central Fotovoltaica Rafael Galván Maldonado, en Puerto Peñasco, Sonora, que incorporará 300 MW solares y 103 MW de almacenamiento con baterías de tres horas de duración. La iniciativa registra un avance físico superior al 27% y tiene prevista su entrada en operación hacia finales de 2027.
La nueva etapa contempla la instalación de aproximadamente 563.000 módulos fotovoltaicos, mientras que las dos primeras fases del complejo ya aportan 420 MW al Sistema Eléctrico Nacional. Una vez concluidas las cuatro secuencias, la central alcanzaría una capacidad de generación de 1.000 MW, de acuerdo con la planificación de CFE.
CFE programa 32 proyectos de transmisión por 35.904 millones de pesos
En paralelo con la nueva cartera de generación, la empresa estatal identifica 32 proyectos eléctricos que comprenden 245 obras, con intervenciones sobre líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación para el sistema.
La inversión aproximada asciende a 35.904 millones de pesos, destinados a infraestructura que incorpora 2.152 kilómetros-circuito, 7.180 MVA de transformación, 2.208 MVAr de compensación reactiva y 124 alimentadores.
La distribución de estos desarrollos contempla 16 proyectos bajo Fibra-E, dos de obra pública presupuestal y 14 mediante obra pública financiada, con diferentes procedimientos de contratación.
Dentro de Fibra-E se concentran 1.693 kilómetros-circuito y 4.305 MVA de transformación, mientras que las iniciativas presupuestales agregan 29 kilómetros-circuito y 300 MVA.
Por su parte, la modalidad de obra pública financiada comprende 429 kilómetros-circuito, 2.575 MVA y 320 MVAr, según el desglose presentado en el roadshow.
La programación de contrataciones distribuye ocho proyectos en octubre de 2026, 20 en noviembre, uno en diciembre, dos en enero de 2027 y uno en marzo de ese año.
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Se trata de fechas previstas para publicar procedimientos, no de compromisos de entrada en operación de las instalaciones.
Uno de los proyectos de mayor dimensión corresponde a las obras de refuerzo de Puerto Peñasco Secuencia III, en Sonora, destinadas a acompañar la ampliación de uno de los principales complejos fotovoltaicos de CFE.
La iniciativa contempla 617,78 kilómetros-circuito, 375 MVA de transformación y 749,8 MVAr de compensación, con actuaciones en las subestaciones Cucapah, Golfo de Santa Clara y Puerto Peñasco.
Entre las intervenciones destacan la línea de 289,30 kilómetros-circuito entre la central fotovoltaica y Golfo de Santa Clara, y el tendido de un segundo circuito de 290,48 kilómetros-circuito hacia Cucapah.
También se incluye un STATCOM en Golfo de Santa Clara, destinado al control dinámico de tensión y al soporte de potencia reactiva, una necesidad relevante en sistemas que incorporan generación mediante inversores.
Otra actuación corresponde al proyecto de integración de generación Noroeste-Norte, cuya cuarta etapa contempla una línea de 238 kilómetros-circuito entre Torreón Sur y Derramadero, en una red de 400 kilovoltios.
Esta obra tiene prevista su publicación en marzo de 2027 y forma parte de un desarrollo de mayor alcance que incluye otras cuatro etapas para el segundo semestre del próximo año.
En conjunto, las etapas posteriores comprenden trazados como Hércules Potencia-Río Escondido, El Encino-Hércules Potencia y Moctezuma-Chuvíscar, además de nuevas instalaciones de transformación y compensación eléctrica.
En Guanajuato, CFE incorpora proyectos para reforzar el suministro industrial en Irapuato, Silao y Puerto Interior, con ampliaciones de capacidad y nuevas conexiones de transmisión.
El proyecto de atención al suministro en Irapuato contempla 375 MVA, mientras que la intervención de Puerto Interior incorpora otros 300 MVA y 24,38 kilómetros-circuito.
En Michoacán, la expansión de las zonas Uruapan y Apatzingán comprende 530 MVA y 65,8 kilómetros-circuito, mientras que las obras de Zapotlán y Costa, entre Jalisco y Colima, agregan 500 MVA y 80,7 kilómetros-circuito.
Asimismo, el programa incluye refuerzos de transformación en Querétaro, modernización de redes subterráneas de Veracruz, compensación reactiva en Tijuana y Chihuahua, y nuevas instalaciones en Coahuila, Durango, Sinaloa, Morelos, Chiapas y Tabasco.
Para proveedores y contratistas, las licitaciones también representan demanda de equipamiento eléctrico. La presentación contempla, como mínimo, 30 autotransformadores, ocho transformadores, 72 interruptores, 196 cuchillas y dos equipos STATCOM.
A ello se agregan aproximadamente 79.997 toneladas de estructuras, 1.955 kilómetros de cable conductor, 618 kilómetros de cable de guarda con fibra óptica y 124.575 aisladores.
La segunda ronda: 66 proyectos, cuatro iniciativas de CFE y nuevas condiciones para privados
El avance de los proyectos propios se produce mientras la Secretaría de Energía (SENER) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) desarrollan la segunda convocatoria de inversión mixta, un procedimiento que reunió inicialmente 126 iniciativas de generación renovable.
Como informó previamente Energía Estratégica, la preselección comprende 66 proyectos por 8.241 MW, distribuidos entre 57 centrales fotovoltaicas por 6.310 MW y nueve parques eólicos por 1.931 MW.
La cartera supera ampliamente los 3.995 MW de capacidad requerida identificados por las autoridades y mantiene a 34 grupos empresariales en competencia por avanzar a las siguientes etapas del procedimiento.
Entre las compañías con mayor capacidad preseleccionada figuran GEMEX, Freeman, Fisterra, AES México e Invenergy, en un proceso que reúne desarrolladores nacionales e internacionales.
En cuanto a la composición de los participantes, destacan 18 grupos económicos mexicanos, seguidos por empresas españolas y estadounidenses, lo que refleja la diversidad de actores involucrados en la convocatoria.
En este contexto, el roadshow confirma que CFE prepara una segunda etapa de inversión mixta con cuatro proyectos propios de la empresa estatal y más de 60 iniciativas propuestas por desarrolladores privados, con definiciones previstas entre noviembre de 2026 y enero de 2027.
Para los proyectos regionales, la compañía establece el inicio competitivo durante la segunda quincena de octubre y programa el análisis, la negociación y los fallos para noviembre. En cambio, los cuatro proyectos propios iniciarían su procedimiento competitivo durante la primera quincena de diciembre, con resoluciones contempladas para enero de 2027.
¿Cómo será el contrato de inversión mixta?
El modelo presentado por CFE contempla la constitución de sociedades de inversión mixta en las que la empresa estatal conserva el 54% de las acciones comunes, mientras que el socio privado participa con el 46% restante.
La estructura financiera prevé que entre el 20% y el 30% de los recursos provenga de aportaciones de capital y entre el 70% y el 80% de deuda, con participación potencial de entidades financieras, banca de desarrollo y otros inversionistas institucionales.
Uno de los elementos centrales es la comercialización de la energía. La documentación establece un contrato de compraventa de energía (PPA) por el 70% de los productos, mediante el cual CFE actuaría como comprador principal de una proporción relevante de la producción.
Según la presentación, esta configuración permite reducir la exposición al riesgo comercial de los proyectos y proporciona una referencia contractual para estructurar su financiamiento.
Adicionalmente, el socio privado recibiría flujos del proyecto hasta alcanzar una tasa interna de retorno (TIR) objetivo, aunque el documento no especifica públicamente el porcentaje de rentabilidad ni las condiciones económicas particulares de cada iniciativa.
Como antecedente, CFE informa que la primera ronda de inversiones mixtas alcanzó 8.025 MW distribuidos en 38 proyectos, con inversiones estimadas en 10.598 millones de dólares, lo que representa el 106% de la meta originalmente establecida para ese proceso.
Sin embargo, los 8.241 MW preseleccionados en la segunda convocatoria todavía no equivalen a capacidad adjudicada. Las definiciones dependerán de las evaluaciones técnicas, los costos de interconexión, las negociaciones comerciales y el cumplimiento de los requisitos establecidos para cada proyecto.
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
Por Matías Medinilla
