La autorización de 20 permisos de generación en diciembre de 2025 reabre el flujo regulatorio, pero no equivale a nueva energía disponible. El cuello de botella está en interconexión, capacidad de red, congestión regional y calendario operativo rumbo a 2026.
La autorización de 20 permisos de generación eléctrica a empresas nacionales e internacionales en diciembre de 2025 marca un cambio de tono regulatorio, pero no un cambio inmediato en la operación del sistema eléctrico. Para un director de energía, el mensaje clave no es cuántos permisos se otorgaron, sino qué parte del proceso sigue intacta y dónde se concentra el riesgo real para 2026.
Un permiso habilita el derecho administrativo a desarrollar un proyecto. No energiza una central, no libera capacidad en la red ni garantiza despacho. Entre el permiso y el primer kilowatt-hora comercial existe una secuencia técnica y operativa que hoy es el verdadero filtro del sistema.
La diferencia crítica es permiso versus energización. Tras la autorización, el proyecto entra en la fase más frágil: interconexión. Esto implica estudios definitivos, pruebas, acuerdos de conexión, obras asociadas y, en muchos casos, refuerzos de transmisión o distribución que no están bajo control del desarrollador. Los derechos de conexión se pagan, pero no compran tiempo ni prioridad automática. El calendario depende de la capacidad regional de la red y de la disponibilidad real para ejecutar obras.
Ahí es donde el sistema se atasca. La congestión no es un fenómeno nacional homogéneo, sino regional. Hay zonas donde la red ya opera cerca de sus límites térmicos o de estabilidad, y donde cada nuevo proyecto compite por la misma capacidad. En estos nodos, los permisos avanzan más rápido que la infraestructura. El resultado es un cuello de botella silencioso: proyectos técnicamente listos, pero eléctricamente atrapados.
Para los desarrolladores e IPPs, el riesgo principal no es regulatorio en el papel, sino de calendario. Un permiso otorgado en 2025 puede no traducirse en operación comercial hasta bien entrado 2027 si los refuerzos de red se retrasan. Esto impacta contratos de suministro, fechas de COD y, en última instancia, financiamiento. La disciplina ya no está en obtener el permiso, sino en gestionar interconexión y obras asociadas con realismo.
Para la industria que busca PPAs o abasto directo, el anuncio no significa capacidad disponible inmediata. Firmar contratos con proyectos recién autorizados implica asumir riesgos de retraso, posibles recortes por congestión y costos adicionales si la red no acompaña. El permiso reduce incertidumbre jurídica, pero no elimina la incertidumbre eléctrica.
Desde la óptica de CFE y CENACE, los permisos amplían el pipeline, pero también elevan la presión operativa. Cada nuevo proyecto autorizado incrementa la complejidad del despacho futuro y exige planeación fina para evitar saturaciones locales. La operación del sistema se vuelve más sensible a fallas regionales, especialmente si la entrada de nueva generación no viene sincronizada con transmisión.
Para EPCs y proveedores de obra, la señal es mixta. Hay más proyectos en papel, pero no todos se traducirán en construcción inmediata. El pipeline existe, pero es irregular. Las ventanas de obra dependerán de autorizaciones técnicas posteriores, disponibilidad de equipos y definición clara de quién ejecuta los refuerzos de red y cuándo.
De cara a 2026, el mercado debería vigilar menos el conteo de permisos y más métricas operativas: tiempos promedio de interconexión, colas regionales, nodos con mayor congestión, frecuencia de recortes por limitaciones de red y avances reales en obras de transmisión. Ahí se definirá cuánta de esta capacidad autorizada se convierte en energía efectiva.
¿Qué haría un director de energía frente a este escenario? Primero, mapearía proyectos no solo por permiso, sino por nodo y capacidad real de interconexión, descartando supuestos optimistas. Segundo, revisaría contratos y PPAs incorporando cláusulas realistas de retraso, pruebas y riesgos de congestión. Tercero, alinearía decisiones de compra o desarrollo con el calendario eléctrico, no con el calendario regulatorio.
Los 20 permisos son una señal de apertura administrativa. El reto de 2026 no será autorizar más proyectos, sino lograr que la red permita que esos permisos se conviertan en energía confiable.
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