Análisis financiero sobre cómo la falta de transmisión destruye valor en proyectos eólicos: congestión, retrasos, curtailment, conexión no firme y presión sobre ingresos, covenants y retorno.
Hay una forma particularmente cara de perder dinero en el sector eléctrico: construir un parque que sí genera, sí tiene recurso, sí está técnicamente listo, pero no tiene por dónde sacar toda su energía. En el papel, el proyecto existe como capacidad instalada. En el modelo financiero, vive de MWh entregados. Entre una cosa y la otra está la red. Y cuando la red no alcanza, el parque deja de ser un activo de generación para convertirse en una inversión atrapada. Eso es lo que hoy resume buena parte del riesgo eólico en mercados con expansión renovable más rápida que la expansión de transmisión.
Este artículo continúa la línea de la serie Eólica Sistema después de Cuando el viento no basta y Parques conectados, energía perdida. El primero planteó la limitante estructural: el recurso no basta si el sistema no puede integrarlo. El segundo bajó al nivel operativo y mostró cómo el curtailment recorta energía disponible. Ahora toca la pieza que conecta ambos problemas con el dinero: la falta de transmisión. Porque el gran error de muchos modelos es asumir que la red es un dato fijo. No lo es. Es una restricción económica, regulatoria y operativa que puede comerse el retorno del proyecto sin tocar una sola turbina.
La señal global ya es clara. La IEA advirtió en Electricity 2026 que la falta de capacidad de red se está volviendo un cuello de botella crítico, elevando la congestión y frenando la entrada de nueva generación, almacenamiento y demanda. El mismo reporte subraya que más de 2,500 GW de proyectos renovables, grandes cargas y almacenamiento están detenidos en colas de conexión a nivel mundial, mientras la inversión en redes va rezagada frente a la inversión en generación. Cuando eso ocurre, no solo se retrasan proyectos: aumentan las restricciones y el curtailment asociado a congestión.
México no está fuera de esa lógica. El PRODESEN 2024-2038 reconoce la necesidad de transmisión adicional para reducir congestión y poder trasladar generación desde zonas con alto potencial renovable. En paralelo, el PAMRNT 2024-2038 fue publicado en junio de 2024 como el instrumento de ampliación y modernización de la red, y el propio CENACE reportó en sus informes de autoevaluación de 2024 que existen enlaces con alta frecuencia de congestionamiento en el Mercado del Día en Adelanto, con costos marginales asociados. Traducido al lenguaje del inversionista, eso significa que la restricción de red ya no es una hipótesis de planeación: es una condición material del sistema.
En eólica, esa condición pega más porque la lógica del negocio depende de capturar ventanas de generación que no se pueden mover libremente. Un parque onshore puede seguir siendo competitivo en costo de generación en términos internacionales; IRENA reportó que la eólica terrestre mantuvo en 2024 una posición de costo muy competitiva como nueva fuente de generación. Pero esa ventaja de planta no se traduce automáticamente en valor financiero si la energía debe recorrer grandes distancias o si se ubica en zonas con infraestructura insuficiente. IRENA también advierte que los cuellos de conexión y las limitaciones de red están elevando costos de integración, incluyendo transmisión, almacenamiento y curtailment, y que esos costos suelen ser mayores en proyectos remotos o que requieren transmisión de larga distancia.
Aquí aparece el primer error financiero serio: confundir LCOE de planta con viabilidad económica total. El LCOE sirve para comparar tecnologías a nivel de generación, pero no resuelve el costo de poner esa energía en un nodo útil, en una hora útil y con un perfil de entrega comercializable. Una eólica muy barata en el aerogenerador puede volverse cara en el punto de consumo si necesita refuerzos de red, enfrenta conexión no firme o vive bajo recortes recurrentes. La literatura de IEA e IRENA coincide en que, conforme sube la participación renovable, el valor económico depende cada vez más de la calidad de integración al sistema y no solo del costo unitario de producir electricidad.
Ese desfase entre costo técnico y valor entregado tiene varias traducciones financieras. La primera es ingreso no realizado. Cada MWh que no sale por congestión o por limitación de transmisión es energía disponible que no se factura. La segunda es deterioro del factor de planta económico. El parque puede tener buen viento y buen desempeño mecánico, pero su factor de monetización cae si una fracción relevante termina restringida. La tercera es presión sobre covenants, expectativas de repago y valuación del activo. Cuando la curva de ingresos deja de parecerse a la curva modelada en el cierre financiero, el problema se mueve del área técnica al comité de crédito.
Además, la transmisión insuficiente altera la prima de riesgo del proyecto desde etapas muy tempranas. La IEA señala que planear, permitir y concluir nueva infraestructura de red puede tomar entre 5 y 15 años, mientras que los proyectos renovables normalmente se desarrollan en 1 a 5 años. Esa asimetría es letal para los parques eólicos: la generación llega antes que la autopista eléctrica. Y cuando eso pasa, el inversionista no solo se enfrenta a un retraso técnico, sino a una incertidumbre de calendario que encarece financiamiento, complica contratación de capacidad y erosiona la confianza del mercado en la bancabilidad del portafolio.
La falta de transmisión también castiga el valor regional de la eólica. No todos los nodos valen lo mismo, no todas las restricciones cuestan igual y no todos los parques pueden defenderse igual de una saturación regional. Los informes del CENACE sobre congestión en 2024 muestran que los problemas de enlaces no son abstractos; tienen ubicación, frecuencia y consecuencias económicas. Un parque ubicado en una zona con recurso sobresaliente, pero con salida limitada, puede terminar siendo menos atractivo que otro con menor recurso, pero mejor insertado en la red. En otras palabras, en ciertos contextos la calidad financiera del nodo importa tanto como la calidad del viento.
Eso obliga a revisar el modo en que se estructuran los modelos de inversión. El caso eólico ya no puede evaluarse solo con CAPEX, OPEX, disponibilidad y viento histórico. Tiene que incorporar al menos cinco variables sistémicas: firmeza de conexión, exposición a congestión regional, probabilidad de curtailment, horizonte realista de expansión de transmisión y capacidad contractual para trasladar o compartir el riesgo. Si estas variables no entran en el modelo, el flujo luce más limpio de lo que realmente es. Y un proyecto que parecía sano en el deck de inversión puede revelar, ya en operación, que su cuello de botella nunca estuvo en la turbina sino en la red.
En la práctica, la falta de transmisión puede pegar de tres formas distintas. La primera es directa: el parque se conecta tarde o en condiciones menos firmes de las previstas. La segunda es operativa: entra, pero opera con restricciones recurrentes. La tercera es estratégica: sí puede inyectar, pero queda atrapado en una zona donde el valor marginal de su energía cae por saturación, reduciendo el upside del proyecto. Ninguna de las tres es anecdótica. Todas son formas de destrucción silenciosa de valor. Por eso la discusión sobre transmisión no es de infraestructura “de soporte”; es una discusión sobre caja, retorno y vida útil económica del activo.
Tampoco sirve pensar que la respuesta es únicamente construir más líneas y ya. La IEA ha insistido en que, además de nueva infraestructura, los sistemas están recurriendo a conexiones no firmes, tecnologías para aumentar capacidad en redes existentes, control avanzado, mayor flexibilidad de demanda, almacenamiento y mejores marcos regulatorios para administrar congestión. Eso es importante para la eólica porque redefine el menú financiero: el proyecto del futuro no necesariamente compite solo como generador, sino como parte de una arquitectura más compleja donde importan baterías, control de flujo, acuerdos de conexión y capacidad de compartir interconexión.
Pero incluso con esas herramientas, el dinero sigue haciendo la pregunta incómoda: ¿quién paga la salida que no existe? En muchos casos, una parte del costo se internaliza en el desarrollador vía retrasos, rediseños o menor captura de ingresos. Otra parte la absorbe el sistema como congestión y menor eficiencia. Y otra termina distribuida en decisiones de política pública, programas de expansión y señales regulatorias. IRENA resume el problema con claridad: los costos de integración deben reconocerse y atenderse, especialmente en mercados emergentes donde la inversión en red debe acompañar el crecimiento de la demanda y la nueva capacidad renovable.
Ahí es donde RegulaOps deja de ser una capa administrativa para convertirse en herramienta financiera. Un portafolio eólico expuesto a falta de transmisión necesita evidencia trazable de restricciones, historial de eventos, correlación entre instrucciones operativas y pérdidas económicas, seguimiento de obligaciones técnicas, y lectura continua de cambios regulatorios y de planeación de red. No basta saber que hubo recorte; hay que demostrar causa, frecuencia, impacto y relación con el marco aplicable. Esa trazabilidad permite defender ingresos, renegociar supuestos, redocumentar riesgos y decidir con más frialdad si el activo aún merece capital adicional.
La pregunta de fondo, entonces, no es si la eólica mexicana tiene futuro. Lo tiene. La pregunta seria es otra: qué parte de ese futuro podrá monetizarse de verdad si la transmisión sigue llegando después del parque. Porque un megawatt eólico no vale por existir. Vale por salir, llegar y cobrarse. Y cuando la red falla en esa secuencia, el discurso de transición energética choca de frente con la contabilidad. Ahí termina la promesa abstracta y empieza la economía real del sistema.
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