Proyectos eléctricos retrasados: las obras que pueden cambiar el México energético hacia 2030

Una empresa decide ampliar su fábrica y pregunta cuándo podrá recibir más electricidad. El parque industrial tiene terreno y la nave puede construirse, pero el suministro depende de un transformador mencionado en la planeación eléctrica. Un documento indica una fecha; otro la mueve varios años. El director de expansión necesita saber cuál utilizar en su cronograma, qué parte de la obra existe y qué tendría que ocurrir antes de encender la planta.

No basta buscar el nombre del proyecto y encontrar una fecha reciente. En los expedientes aparecen necesidades técnicas, fechas factibles de CFE, concursos de contratación, contratos, avances físicos y puestas en servicio. Todos son hitos útiles, pero ninguno sustituye al otro. Una licitación desierta tampoco prueba por sí sola por qué la obra no se ejecutó.

La relación entre estas obras y los megawatts físicamente entregables ya fue abordada por esta serie. Aquí avanzamos un paso: del diagnóstico de la red al expediente verificable de cada refuerzo.

Primero, una regla: pendiente no significa retrasado

En la planeación eléctrica, una fecha puede indicar cuándo la red necesitaba originalmente una obra. Otra puede describir cuándo CFE considera factible terminarla. Una tercera puede fijar el término de vigencia de un contrato. Para concluir que hubo incumplimiento contractual se necesita conocer ese contrato, su alcance, su fecha exigible y cualquier modificación válida; comparar dos columnas de un plan no basta.

En esta investigación usamos reprogramación documentada cuando el mismo proyecto tiene una referencia temporal y otra posterior comparable. Hablamos de licitación desierta únicamente cuando existe el resultado publicado. Reservamos obra en servicio para evidencia explícita de operación o energización, y marcamos lo desconocido como información no pública o pendiente de conciliación.

Cinco unidades que no deben convertirse unas en otras

Una obra no puede describirse como “500 MW nuevos” sólo porque añada un transformador de 500 MVA. Los MW representan potencia activa, utilizada para generar o consumir trabajo eléctrico. Los MVA describen potencia aparente y son habituales en la capacidad nominal de transformadores.

Los MVAr expresan potencia reactiva, importante para sostener tensiones; los kV indican nivel de tensión. Los km-circuito cuentan la longitud de los circuitos eléctricos: una trayectoria física de doble circuito puede representar aproximadamente el doble de km-circuito que de kilómetros de ruta. Ninguna de esas unidades demuestra, aislada, cuántos MW quedan libres para un usuario.

La cartera: nueve expedientes y tres situaciones distintas

La matriz incluye proyectos de transformación, líneas y paquetes mixtos. Seis tienen diferencias temporales explícitas entre necesidad, programación histórica o actualización; otros tres sirven para entender un concurso desierto, un estado operativo por conciliar y una relicitación sin línea base técnica suficiente para llamarla retraso. Es una muestra documental, no un inventario exhaustivo del sistema.

N/D = información no documentada en las fuentes públicas revisadas. La “fecha posterior” puede ser una fecha factible o de necesidad; no se equipara automáticamente con un plazo contractual. Los estados de 2025 describen lo reportado entonces, no una comprobación presencial de obra al 19 de septiembre de 2026.

Guadalajara: dos proyectos relacionados que no deben fusionarse

Guadalajara muestra por qué seguir identificadores es indispensable. CENACE documenta cargabilidad elevada en bancos de transformación metropolitanos y estrategias operativas para reducir flujos. El programa 2025 registra que los transformadores T-03 y T-04 de Guadalajara II, de 100 MVA cada uno, operaron por encima de 90% durante 706 y 378 horas, respectivamente, en el periodo analizado.

La respuesta incluye dos proyectos relacionados, pero diferentes. P16-OC1 Guadalajara Industrial busca transferir carga y modificar flujos de la zona; P20-OC3 añade transformación en Guadalajara II. La contribución de uno no demuestra que el otro sea innecesario: sus alcances y efectos deben comprobarse por separado.

P16-OC1: una fecha que incluso debe conciliarse dentro del mismo programa

La planeación histórica registra septiembre de 2023 para Guadalajara Industrial. En el PAMRNT 2025 aparecen dos fechas actualizadas para P16-OC1: noviembre de 2026 en el diagnóstico de Acatlán y junio de 2026 en el de Guadalajara I. Puede existir una diferencia de componentes o de alcance, pero el texto consultado no permite resolverla por sí solo. Publicar sólo una de ellas daría una certidumbre que la fuente no ofrece.

Hay, además, un hito de contratación posterior. La ficha pública de Guadalajara Industrial Banco 2 registra que el concurso CFE-0004-CACOT-0005-2025 fue declarado desierto el 18 de febrero de 2026. El paquete descrito contempla una subestación de 300 MVA, ampliación en Santa Cruz, adecuaciones de siete subestaciones colaterales, siete líneas de 69 kV y recalibración de dos líneas adicionales.

Banco 2 es un paquete identificado de contratación, no una etiqueta intercambiable con todas las etapas históricas de P16-OC1. Para cerrar el expediente hacen falta el resultado de una contratación posterior, la correspondencia exacta entre paquetes y la evidencia de puesta en servicio de cada componente.

P20-OC3: el mismo código tampoco garantiza el mismo alcance histórico

El planteamiento de 2020 contemplaba infraestructura en El Salto y 300 MVA de transformación. La descripción de 2025, en cambio, se refiere a un transformador adicional de 100 MVA en Guadalajara II. No sería correcto medir un supuesto retraso contractual desde 2020 hasta 2027 sin reconciliar primero esos diseños.

Para la configuración de 100 MVA sí existe una comparación posterior: el programa 2024 consignaba abril de 2026 y el de 2025 actualizó la entrada a julio de 2027. Es una reprogramación de planeación documentada. No se localizó en los materiales consultados un contrato y su modificación que permitan atribuir un incumplimiento contractual a una parte determinada.

El efecto técnico potencial es concreto: más transformación puede aliviar cargabilidad, mejorar el comportamiento ante contingencias y acompañar nuevas cargas. No equivale a decir que habrá 100 MW libres para cualquier industria. Para el diagnóstico regional completo, puede consultarse el artículo sobre zonas bajo estrés eléctrico .

San Luis Potosí: La Pila y el costo de depender de estrategias operativas

P20-OC4 plantea añadir 225 MVA de transformación 230/115 kV para el sur de San Luis Potosí. El PAMRNT 2024 reportaba diciembre de 2027 como fecha actualizada; el de 2025 la mueve a abril de 2029. Aquí la comparación conserva el identificador y el alcance general del banco, por lo que constituye una reprogramación de planeación documentable.

El diagnóstico operativo explica por qué importa. CENACE reporta alta utilización de transformación en La Pila y estrategias aplicadas desde abril de 2024 para administrar flujos ante contingencias. El proyecto debe analizarse junto con los bancos y trayectorias existentes: instalar transformación adicional no asegura, por sí sola, la capacidad de todos los circuitos asociados.

En el expediente público revisado no se identificó una causa comprobada del cambio de diciembre de 2027 a abril de 2029, ni un contrato que permita compararlo con una obligación exigible. Una empresa interesada en el corredor debe solicitar información actualizada del punto de conexión y de las obras que el estudio correspondiente asigne a su carga.

Paso del Norte: la necesidad industrial frente a una segunda convocatoria

Ciudad Juárez aporta una relación particularmente directa entre nueva demanda e infraestructura. El PLADESE identifica crecimiento manufacturero y la necesidad de reforzar transmisión y transformación. Para P22-NT1 Paso del Norte Banco 2 consigna abril de 2026 como fecha necesaria y octubre de 2026 como fecha factible de término reportada en la planeación de 2025.

El paquete CFE-361 incorpora 300 MVA de transformación y 105 MVAr de compensación capacitiva distribuidos entre varias subestaciones. La segunda magnitud ayuda a sostener tensión; no son 105 MW adicionales de generación ni pueden sumarse a los 300 MVA para anunciar una sola cifra de “capacidad libre”.

El primer concurso, CFE-0004-CACOT-0004-2025, fue declarado desierto el 7 de mayo de 2026, según la ficha pública del proyecto. El DOF documenta una segunda convocatoria, CFE-0004-CACOT-0001-2026, publicada en mayo, con un calendario previsto de recepción, apertura y fallo. Que una convocatoria programe un fallo no demuestra que finalmente se haya adjudicado un contrato.

La dependencia empresarial debe formularse con precisión: CENACE ha relacionado la atención de nuevas conexiones e incrementos de carga en parte de Juárez con refuerzos de transformación. Eso no prueba que toda fábrica de la ciudad esté detenida por Paso del Norte. La relación individual requiere el estudio y las condiciones de conexión de cada consumidor.

Veracruz: una necesidad antigua y un concurso desierto en agosto de 2026

P18-OR1, vinculado al paquete SLT 355 Suministro de Energía Zona Veracruz —antes Olmeca Banco 1—, combina transmisión y transformación en Veracruz y Oaxaca. El PLADESE consigna abril de 2017 como necesidad técnica y marzo de 2027 como fecha factible. La diferencia no constituye por sí sola un incumplimiento contractual: ambos hitos tienen naturaleza distinta.

La ficha pública revisada el 20 de agosto de 2026 identifica cuatro subestaciones de 115 y 400 kV, 500 MVA de transformación, ocho alimentadores y cuatro líneas con 280.5 km-circuito. Registra, además, que el concurso CFE-0004-CACOA-0007-2026 fue declarado desierto el 19 de agosto.

Éste sí es un resultado contemporáneo de contratación. Sin embargo, la ficha no permite concluir por sí sola por qué se declaró desierto el concurso, cuánto se había gastado anteriormente ni cuándo comenzará una contratación posterior. Tampoco permite atribuir la falta de servicio de una inversión concreta a este paquete sin un documento de dependencia específico.

Para proveedores, el expediente identifica familias de equipo y obra potencialmente relevantes. Para una empresa que busca conectarse en la zona, señala la necesidad de comprobar la relación entre su punto eléctrico y el paquete, así como el estado de una eventual nueva licitación.

Hermosillo y Tijuana: una fecha de necesidad no prueba el estado de obra en 2026

El PLADESE identifica saturación de transformación en Hermosillo Loma y relaciona su atención con P20-NO2. En la tabla de proyectos, la necesidad figura en abril de 2024, la fecha factible en julio de 2027 y el estatus reportado entonces como “en proceso de decisión”. Esa combinación muestra la distancia entre necesidad técnica y programación; no demuestra que el proyecto siga exactamente en esa etapa en septiembre de 2026.

Para P21-BC1, la planeación sitúa una necesidad de transformación en Tijuana en abril de 2025, con fecha factible de marzo de 2029 y estado “en análisis” en la tabla consultada. El programa identifica saturación en Panamericana Potencia y relaciona distintos proyectos con la modernización y transición de tensión en Tijuana–Tecate.

En ambos expedientes falta una actualización pública individual que permita afirmar contratación, obra física o energización al corte. Es correcto decir “último estado documentado en el PLADESE 2025”; sería incorrecto sustituirlo por “obra suspendida en 2026” sin evidencia adicional.

Las Delicias–Querétaro: el caso que impide llamar retrasado a todo proyecto antiguo

P19-OC3, asociado al paquete CFE-353, nació de necesidades del corredor Las Delicias–Querétaro. El PLADESE registra abril de 2023 como necesidad, construcción como estado entonces reportado y junio de 2026 como fecha factible. Una ficha de proyecto revisada el 29 de mayo de 2026 muestra, en cambio, la etapa “Operación”.

El registro detalla un contrato firmado el 11 de noviembre de 2024, inicio de ejecución el día 12 y término de vigencia el 4 de junio de 2026. Describe cinco subestaciones y una línea de 230 kV con 83.5 kilómetros de ruta y 167.2 km-circuito. No proporciona una fecha explícita de energización. Además, conserva un aviso genérico que agrupa proyectos concluidos, cancelados o sin información vigente, por lo que el estado necesita conciliación documental.

La lectura responsable es “operación reportada por el portal, sin acta de energización localizada en esta revisión”. No debe aparecer en una lista inequívoca de obras aún retrasadas. También muestra por qué una ficha de proyecto y un documento de planeación pueden tener cortes y definiciones de estado diferentes.

Los Novillos: relicitación comprobada, no retraso técnico demostrado

En Piedras Negras, el proyecto CFE-362 contempla un banco adicional de 225 MVA en la subestación Los Novillos, que ya existe y opera como instalación. La ficha revisada el 25 de agosto de 2026 informa que el concurso anterior fue declarado desierto y documenta una segunda convocatoria de ese mismo día.

La ficha presenta fechas futuras previstas para recepción, fallo, firma y término contractual. Como aún no habían ocurrido al corte, son hitos programados, no adjudicaciones o avances confirmados. Tampoco se acreditó una fecha de necesidad técnica original directamente comparable para etiquetar este proyecto como “retrasado”.

Incluirlo es útil porque muestra una distinción práctica: una nueva licitación ofrece oportunidades potenciales a proveedores, pero no demuestra que el transformador haya sido instalado ni que una fábrica específica pueda conectarse.

Qué tendría que ocurrir para que una obra cambie realmente la red

El valor técnico de una obra se observa después de su puesta en servicio y en el contexto de los demás elementos. Un transformador puede añadir capacidad nominal, pero necesitar una línea alimentadora, protecciones, barras, espacio de subestación y condiciones de contingencia adecuadas. Una línea puede redistribuir flujos sin resolver por sí sola la transformación del punto final.

Ésa es la diferencia entre añadir infraestructura y prometer “MW libres”. Para entender la mecánica de estos límites, la investigación previa sobre transmisión eléctrica como cuello de botella desarrolla cómo una restricción puede persistir aun cuando el país tenga generación suficiente.

Qué demuestra un documento y qué no demuestra

Presupuesto, contrato y avance físico: tres columnas distintas

Una cifra en un programa presupuestario puede representar inversión estimada, financiamiento, autorización o asignación de un ejercicio. Una propuesta ganadora describe el importe ofertado dentro de un concurso. El gasto ejercido requiere documentación de pagos o ejecución; ninguno de esos importes debe sustituir a los demás.

Tampoco es válido hablar de “sobrecosto” porque una versión del proyecto contemple más subestaciones que otra. Primero deben compararse moneda, alcance, impuestos, ejercicio y condiciones contractuales. En la muestra, varios expedientes no publican importes individuales suficientes para una comparación homogénea; por eso no se presenta una suma inventada de “costo de los retrasos”.

La distinción entre proyecto, contrato y obra está desarrollada también en el análisis de riesgos de ejecución del Plan México .

¿Qué cambia para fábricas, data centers y nuevas centrales?

Para una fábrica, la primera consecuencia posible es de calendario: una conexión puede requerir que entren en servicio obras eléctricas antes de iniciar producción. Pero la dependencia sólo queda comprobada cuando su estudio de conexión o documentación contractual identifica ese refuerzo. La existencia de un proyecto cercano no prueba que todas las empresas vecinas dependan de él.

Para un data center, la fecha de suministro y la redundancia tienen un peso particular porque se trata de cargas de alta disponibilidad. Una subestación adicional puede ampliar opciones, pero el proyecto necesita acreditar sus rutas reales y la potencia entregable en cada fase. Los MW anunciados tampoco equivalen a consumo operativo.

El análisis específico sobre data centers y capacidad regional explica por qué las nuevas cargas digitales hacen más importante coordinar su calendario con la red. En parques industriales, la misma pregunta se traduce en qué potencia puede contratar realmente cada empresa, como se desarrolla en la investigación sobre nearshoring y electricidad .

Para una central nueva, una línea pendiente puede relacionarse con evacuación de generación y criterios de contingencia. Esa función es distinta de la transformación necesaria para un nuevo consumidor. No se atribuye aquí una central específica a los proyectos de la matriz sin estudio documental que demuestre esa relación.

Qué sabemos, qué se reporta y qué falta verificar

Hechos documentados: fechas necesarias y factibles en PLADESE, actualizaciones de CENACE, convocatorias y concursos desiertos identificados. Declaraciones atribuidas: estados de proyecto descritos en fichas oficiales, que pueden corresponder a una fecha de revisión diferente de la de otros registros.

Inferencias técnicas: la ampliación de transformación puede aliviar una restricción descrita por CENACE, siempre que el resto de la red y sus protecciones permitan operar el nuevo arreglo. Información no pública o no localizada: actas de energización de ciertos paquetes, modificaciones contractuales, avance físico uniforme y causas específicas de algunos cambios de calendario.

Ninguna ausencia documental se interpreta como cancelación. Tampoco se convierte una fecha pasada en prueba de que la obra siga detenida.

Próximos hitos que sí vale la pena comprobar

Para seguir estos hitos de manera consistente, el método del artículo Indicadores para medir el avance real de los proyectos energéticos permite ordenar evidencia de contratación, construcción y operación.

Checklist eléctrico antes de comprometer una ubicación

Una oportunidad para proveedores, no un catálogo de contratos disponibles

Los expedientes identifican necesidades de transformadores, equipos de compensación, líneas, conductores, protecciones, ingeniería civil, electromecánica y pruebas. Para una empresa EPC o un fabricante, conocer el identificador y la etapa evita confundir una oportunidad futura con un contrato efectivamente abierto.

Un concurso desierto puede conducir a otro procedimiento, pero no se publica aquí una fecha de compra que no esté acreditada. El seguimiento comercial debe comenzar en la convocatoria vigente y sus anexos técnicos, no en una cifra agregada del programa de inversión.

La geografía general de esta cartera puede contextualizarse con la investigación de infraestructura eléctrica del Plan México y su mapa regional de proyectos . El comparativo de preparación energética estatal funciona como contexto, nunca como sustituto del expediente de una obra.

Conclusión: el hito decisivo no es el anuncio