Parques industriales y nearshoring: cuando la electricidad define dónde puede crecer la inversión en México

Una empresa puede encontrar un parque con terreno disponible, acceso a autopista, mano de obra, proveedores, cercanía con Estados Unidos y un gobierno dispuesto a facilitar su instalación. Todo puede parecer resuelto hasta que aparece una pregunta mucho menos visible: ¿cuántos megawatts puede recibir realmente la planta y en qué fecha?

Esa pregunta puede cambiar la viabilidad completa de una localización. Una nave puede construirse en meses, pero la infraestructura eléctrica que necesita puede implicar estudios, una nueva subestación, transformadores, líneas, derechos de vía, pruebas y trabajos fuera del predio.

Por eso el problema del nearshoring no puede resumirse diciendo que “México no tiene energía”. La evidencia apunta a algo más preciso: existen corredores donde el crecimiento de nuevas cargas requiere refuerzos y donde una empresa debe comprobar mucho más que la existencia física de una línea eléctrica cercana.

El nearshoring cambió la escala de la pregunta eléctrica

La expansión inmobiliaria industrial ya no consiste únicamente en construir más naves. AMPIP reportó para 2025 cientos de parques industriales en operación y más de un centenar en construcción, con nuevas necesidades de capacidad asociadas a manufactura, logística, tecnologías de información y otros usos.

La propia asociación identifica la infraestructura de suministro eléctrico como uno de los principales inhibidores para el desarrollo del sector. Su diagnóstico apunta a transmisión, distribución, generación y complejidad administrativa, pero esa evaluación sectorial debe leerse como una señal de mercado, no como prueba de que todos los parques mexicanos estén saturados.

La nueva demanda tampoco es homogénea. Una nave logística con iluminación, oficinas y sistemas de clasificación tiene un perfil distinto al de una fundición, una planta automotriz, un fabricante electrónico o un data center. La misma cantidad de metros cuadrados puede esconder necesidades eléctricas completamente diferentes.

Ésa es una de las razones por las que el mapa de los megawatts disputados en México no mide simplemente superficie industrial: compara dónde la nueva demanda coincide con restricciones de transmisión y transformación.

Del Sistema Eléctrico Nacional al medidor de una planta

Para entender por qué un parque puede existir antes que la electricidad que necesita, conviene seguir el recorrido físico de la energía. Una central genera; la transmisión mueve grandes bloques de potencia; una subestación cambia el nivel de tensión; la distribución aproxima la energía al desarrollo; la infraestructura interna del parque la reparte; y finalmente cada empresa recibe su suministro.

El cuello puede aparecer en cualquiera de esos puntos. Puede faltar capacidad en una trayectoria de transmisión, estar cargado un banco de transformación, necesitarse una ampliación de distribución o requerirse infraestructura particular dentro del predio.

CENACE define la conexión de un Centro de Carga como el enlace de ese consumidor con la Red Nacional de Transmisión o las Redes Generales de Distribución. El proceso también aplica cuando un usuario existente quiere incrementar su carga contratada o cambiar su punto de conexión.

El Estudio de Impacto no es un trámite decorativo. CENACE lo utiliza para determinar qué infraestructura concreta requiere una nueva carga y analizar flujos, voltajes, contingencias N-1 y riesgos de confiabilidad.

Para profundizar en esa capa puede consultarse el análisis de AI Regula Solutions sobre transmisión eléctrica y localización de inversión .

Capacidad: seis conceptos que una empresa no debe mezclar

La nomenclatura exacta depende del procedimiento y contrato aplicable. La distinción editorial busca evitar que disponibilidad física, estudio, solicitud y operación se traten como sinónimos.

Dónde aparece realmente el cuello de botella

Transmisión. Una región puede necesitar más capacidad para importar potencia desde otras zonas. Si los corredores de alta tensión operan cerca de límites o requieren nuevos proyectos, una carga adicional puede depender de esas ampliaciones.

Transformación. Aun cuando exista una línea disponible, los transformadores que reducen la tensión pueden convertirse en el límite. Éste es uno de los problemas identificados por la planeación oficial en corredores industriales como Querétaro, Monterrey, Guadalajara, Juárez y Tijuana.

Distribución. Un parque puede encontrarse lejos de una red adecuada en media tensión, o requerir nuevos alimentadores y subestaciones. El problema ya no se encuentra a cientos de kilómetros, sino en los últimos kilómetros antes de la nave.

Derecho de vía y construcción. Una obra eléctricamente correcta todavía necesita espacio físico. Nuevas líneas pueden cruzar predios, vialidades y terrenos de terceros, y la adquisición de derechos de vía puede convertirse en parte de la ruta crítica.

Equipos. El transformador no aparece cuando se firma el contrato. La Agencia Internacional de Energía reporta que, en el mercado internacional, adquirir grandes transformadores de potencia puede tomar hasta cuatro años y cables de transmisión entre dos y tres años. Es una referencia global, no un plazo contractual garantizado para México.

Los casos que permiten ver el problema con datos

Metodología: “alta” significa que existe documentación oficial de conexión, infraestructura, cargabilidad, refuerzo o puesta en operación. “Media por parque” indica que la presión regional está documentada, pero no existe información pública suficiente para adjudicarla a cada desarrollo inmobiliario de la zona. La matriz no representa un ranking ni un inventario de MW disponibles.

Ciudad Juárez: cuando un proyecto industrial tiene que esperar a la red

Juárez es uno de los casos más sólidos porque CENACE fue explícito. El PAMRNT 2025–2039 señala que las solicitudes de incremento de carga o nuevas conexiones en la zona urbana se encuentran vinculadas a la entrada en operación de proyectos de transformación.

Terranova Banco 2 ya es un ejemplo de infraestructura terminada. CFE reportó que entró en operación el 27 de septiembre de 2024 con un banco de transformación de 300 MVA en 230/115 kV. Su función es atender el crecimiento de cargas industriales, comerciales y residenciales.

Paso del Norte Banco 2 representa el siguiente escalón. En 2026 CFE lanzó una segunda convocatoria internacional para el proyecto. El programa contractual publicado contempló arranque de trabajos en abril de 2026 y terminación programada para junio de 2027.

Para una nueva fábrica, la implicación es inmediata: una fecha de arranque inmobiliario no puede asumirse como fecha eléctrica. Si el suministro depende de una obra todavía en ejecución, el calendario de CFE y la infraestructura externa pueden volverse más importantes que la fecha en que termina la nave.

Querétaro: la mejor evidencia de que la capacidad sí puede habilitarse

Querétaro suele aparecer en conversaciones sobre estrés eléctrico, pero sería incorrecto congelar esa fotografía. Durante 2026 CFE ha puesto en operación infraestructura nueva específicamente dirigida a cargas industriales y tecnológicas.

En enero, la Subestación FINSA Querétaro quedó lista para suministrar 2 MW a Amazon y 6 MW a Abbott Laboratories. En la misma estrategia, el segundo transformador de VYMSA fue destinado a atender 18.8 MW requeridos por ODATA.

Días después entró en servicio el transformador T1 de Puerta Querétaro. CFE informó una primera demanda de 5 MW para varias empresas y 30 MW adicionales habilitados para respaldar crecimiento industrial, logístico y tecnológico.

En abril, CFE anunció además infraestructura de medición y protección para usuarios de alta tensión en Santiago de Querétaro, asociada con 91 MW y usuarios de data centers, tecnología, componentes de aviación y electrodomésticos.

La lectura correcta no es “Querétaro se quedó sin energía” ni “Querétaro ya resolvió todo”. Es que la región exige obras incrementales para acompañar nuevas cargas, y esas obras cambian la capacidad disponible conforme entran en operación.

Ese proceso puede seguirse en el análisis de zonas bajo estrés eléctrico en México .

Hermosillo: un parque que nace con la subestación dentro del plan

El proyecto del Parque Industrial Científico al norte de Hermosillo muestra cómo debería tratarse la energía desde la planeación. CFE informó en abril de 2026 que el Gobierno de Sonora proyecta una subestación de maniobras y la apertura de una línea de 230 kV para un Centro de Carga de 227.1 MW.

El dato de 227.1 MW no debe convertirse todavía en demanda operativa. El parque está en desarrollo y la infraestructura es parte del proyecto. Precisamente por eso es útil: muestra que las necesidades eléctricas se están diseñando antes de que las nuevas industrias estén funcionando.

Ésa es una diferencia crítica frente a desarrollar primero el suelo industrial y después preguntar a la red cuánta carga puede recibir.

¿Qué significa realmente esperar una conexión?

Para una empresa, “esperar la luz” no suele significar que alguien tenga que instalar un medidor. Puede implicar meses o años de actividades técnicas encadenadas.

CENACE publica actualmente diferentes estudios de conexión: impacto, calidad del servicio, infraestructura de la Red Nacional de Transmisión, instalaciones y validación. En el Estudio de Impacto se determinan las características específicas de la infraestructura requerida.

Después pueden venir ingeniería de detalle, estimación de costos, garantías, espacio en subestaciones, sistemas de protección y control, equipos, construcción y pruebas.

El Estudio de Instalaciones incorpora incluso estimaciones de inversión y características de protecciones, medición, comunicaciones y modernizaciones necesarias. Esa documentación es mucho más importante para un inversionista que una promesa comercial de que “hay una línea enfrente”.

Cuánto cuesta esperar: el problema financiero sin una cifra universal

No existe un costo estándar de retrasar una conexión. Una planta automotriz, una nave logística y un data center tienen estructuras financieras completamente distintas.

Pero las categorías del costo sí pueden identificarse. El capital invertido en terreno y construcción permanece inmovilizado; los equipos pueden estar instalados sin producir; pueden acumularse intereses; contratos con clientes pueden requerir reprogramación; y una solución eléctrica temporal puede elevar CAPEX y OPEX.

Incluso cuando el proyecto no se cancela, la energía puede cambiar su economía. Si una empresa debe añadir generación temporal, un segundo alimentador, almacenamiento o más autonomía de respaldo, la confiabilidad eléctrica deja de ser una condición externa y entra directamente al modelo financiero.

Eso ayuda a explicar por qué la ejecución del Plan México depende en buena medida de infraestructura energética .

¿Puede una empresa generar su propia electricidad?

Sí, pero “generar” no elimina todas las limitaciones. El marco vigente permite distintos esquemas según capacidad y configuración. Desde 2025, las centrales de 0.7 MW o más requieren permiso de generación; la CNE estableció además un esquema específico de autoconsumo interconectado para centrales de entre 0.7 y 20 MW.

Para una fábrica, la generación local puede reducir compras de red y aportar previsibilidad, especialmente cuando existe espacio de techo o terreno. La cogeneración puede resultar atractiva cuando el proceso también necesita vapor o calor.

Sin embargo, una planta solar no entrega automáticamente potencia durante toda la noche, y una central de autoconsumo interconectada sigue dependiendo de estudios y del comportamiento de la red cuando compra faltantes o entrega excedentes.

La solución debe diseñarse alrededor del perfil real de la planta, no alrededor de la tecnología que un proveedor desea vender.

BESS: qué puede resolver y qué no

El almacenamiento merece una lectura especial. Puede reducir el pico que una planta presenta ante la red, trasladar consumo de determinadas horas y sostener cargas durante una interrupción. Pero una batería de dos o cuatro horas no convierte una conexión de 10 MW en una fuente permanente de 30 MW.

Para entender ese límite puede consultarse el análisis de AI Regula Solutions sobre almacenamiento, red y control operativo .

La subestación: el activo que suele desaparecer de la presentación inmobiliaria

Una subestación no es simplemente un patio con transformadores. Es el punto donde se adapta la tensión, secciona la red, operan protecciones y se distribuye potencia hacia los consumidores.

Para un parque industrial, saber que existe una subestación cercana no basta. Hay que preguntar qué nivel de tensión maneja, qué bancos de transformación tiene, cuál será el arreglo de conexión, qué obras faltan y cómo se comportará la instalación cuando otro elemento salga de servicio.

El ejemplo de Puerta Querétaro es pedagógico: el transformador T1 adapta 115 kV a 34.5 kV. El activo específico convierte la energía de la red en un nivel utilizable para nuevas cargas. Sin esa pieza, la cercanía física a la infraestructura de alta tensión no tendría el mismo valor.

La carrera por transformadores también puede mover el calendario

La infraestructura eléctrica enfrenta un problema que no depende únicamente de México: la cadena internacional de suministro.

La Agencia Internacional de Energía reportó en 2025 que los tiempos de adquisición de cables y grandes transformadores prácticamente se habían duplicado desde 2021. Su encuesta encontró plazos de dos a tres años para cables y hasta cuatro años para grandes transformadores de potencia.

La cifra no debe utilizarse para prometer que un transformador mexicano tardará exactamente cuatro años. El plazo real depende de tensión, potencia, fabricante, especificación, pruebas, mercado y condiciones de compra. La señal relevante es otra: comprar equipo crítico tarde puede retrasar una obra aun cuando el proyecto ya tenga presupuesto.

No aceptar “tenemos electricidad” como respuesta suficiente

Checklist de localización para un director de expansión

Regiones bajo presión no significa parques prohibidos

El análisis territorial de AI Regula Solutions identifica señales particularmente claras en Juárez, Querétaro, Monterrey, Guadalajara y Tijuana. Eso no significa que cada parque de esos estados esté saturado.

En Guadalajara, por ejemplo, CENACE documenta transformadores que han operado durante horas por encima de 90% de su capacidad nominal. Es una señal importante para la planeación regional, pero no permite afirmar que un parque determinado carezca de suministro sin analizar su punto.

En Monterrey, la compuerta Frontera–Monterrey alcanzó valores instantáneos equivalentes al 98.8% de su límite operativo en el periodo estudiado por CENACE, aunque sin excederlo. Esa información justifica estudiar la infraestructura, no declarar a toda la metrópoli “sin energía”.

La distinción está desarrollada con mayor detalle en Zonas bajo estrés eléctrico en México .

¿Está el problema frenando el nearshoring?

La evidencia permite afirmar que la electricidad está elevando la complejidad de ejecutar inversiones. AMPIP identifica la infraestructura energética como un inhibidor, CENACE documenta conexiones condicionadas y CFE está construyendo infraestructura específica para nuevas cargas.

Eso no es lo mismo que demostrar una ola de cancelaciones. Para atribuir la decisión de una empresa a la electricidad se necesita una declaración corporativa, documento de inversión o evidencia equivalente.

Una empresa puede retrasarse, instalar respaldo adicional, cambiar su primera fase, elegir otro lote dentro de la misma región o absorber un costo mayor sin cancelar el proyecto. Todos esos efectos son económicamente relevantes aunque nunca aparezcan en una lista pública de “inversiones perdidas”.

La consecuencia más clara es que el suministro eléctrico se está convirtiendo en un criterio de selección comparable con logística y mano de obra. La energía no necesariamente mata la inversión, pero puede modificar dónde, cuándo y con cuánto CAPEX se ejecuta.

Qué infraestructura está cambiando el mapa

CFE informó en marzo de 2026 un portafolio 2026–2027 con 58 proyectos que agrupan 138 líneas de transmisión y 249 subestaciones. En abril reportó además 47 proyectos de transmisión en construcción y 77 adicionales por licitar.

Es una respuesta de escala nacional, pero el beneficio empresarial depende de dónde se ubique cada obra. Un proyecto de transmisión en Yucatán no libera automáticamente transformación en Juárez y una nueva central en Colima no crea una subestación en Querétaro.

Los datos de CFE muestran, sin embargo, que las ampliaciones sí están entrando en operación. En 2026 Querétaro obtuvo nuevas subestaciones y transformación; Chihuahua ya había incorporado Terranova Banco 2 y mantiene Paso del Norte Banco 2 en desarrollo; Guanajuato figura entre los estados donde CFE reportó nuevos bancos de transformación concluidos.

Para la visión territorial más amplia, puede consultarse el mapa energético del Plan México .

Qué significa esto hacia 2030

No existe evidencia suficiente para predecir que la red frenará el nearshoring ni para asumir que toda la presión desaparecerá. Lo observable son dos procesos que ocurren simultáneamente: nuevos parques y cargas siguen avanzando, mientras CFE y la planeación del SEN expanden líneas, subestaciones, transformación y generación.

El resultado dependerá de sincronización. Si la infraestructura entra antes o al mismo tiempo que la nave, la electricidad funciona como habilitador. Si llega después, se convierte en una restricción de calendario y capital.

El dato que debería vigilar un inversionista no es sólo cuántos MW nuevos anunció México. Debe observar cuántos MVA de transformación, kilómetros de red y subestaciones entran en operación precisamente en los corredores donde pretende instalarse.

El nearshoring necesita más que parques: necesita megawatts entregables

México sí tiene una oportunidad industrial real. También tiene una infraestructura eléctrica que está siendo ampliada. Las dos afirmaciones pueden ser ciertas al mismo tiempo que existen nodos donde una nueva carga necesita esperar o financiar obras.

La lección para un director de expansión es sencilla: la energía ya no puede validarse con una visita al parque y una fotografía de una línea eléctrica. Debe comprobarse mediante capacidad, tensión, subestación, estudios, obras, responsabilidades y fecha de energización.

Un parque industrial competitivo en 2030 no será únicamente el que tenga mejores accesos, incentivos o tierra. Será el que pueda demostrar con documentación cuántos megawatts puede entregar hoy, cómo podrá crecer mañana y qué infraestructura sostiene esa promesa.

México puede convertir el nearshoring en inversión industrial. Pero para lograrlo a escala, la infraestructura eléctrica no puede seguir llegando después de la decisión inmobiliaria. Tiene que formar parte de ella desde el principio.