La convocatoria de SENER y la CNE para 34 centrales solares y eólicas, casi 6,000 MW hacia 2030, se perfila como la primera prueba real de la planeación vinculante: plazos ajustados, requisitos técnicos y financieros inéditos, riesgo de descalificación temprana y una ventana acotada para el sector privado bajo un modelo CFE dominante.
El 17 de octubre de 2025, la Secretaría de Energía (SENER) abrió una ventana que el sector llevaba años esperando… y que, en cuestión de días, muchos comenzaron a describir como “excesivamente estricta”. Se trata de la Convocatoria para la atención prioritaria de permisos de generación e interconexión: 34 centrales renovables —23 fotovoltaicas y 11 eólicas—, repartidas en 20 entidades, por casi 6,000 MW de nueva capacidad hacia 2030 y una inversión estimada de alrededor de 7,000 millones de dólares.
Sobre el papel, la Convocatoria es la pieza que faltaba para que el sector privado se enganche a la nueva arquitectura de planeación: PLADESE 2025–2039, PVIRCE 2025–2030 y los programas de redes de transmisión y distribución bajo el paraguas de la planeación vinculante. En la práctica, los plazos y los requisitos han encendido las alertas de desarrolladores, bancos y OEMs: quien no llegue con el proyecto “casi cocinado” corre riesgo real de descalificación temprana.
El diseño original de la Convocatoria comprimía en pocas semanas lo que antes tomaba meses: registro en la VUPE, manifestación de interés, solicitud de estudios de interconexión al CENACE, preparación de anexos técnicos, evidencias financieras y, en etapas posteriores, cartas de crédito para obras de interconexión.
La reacción fue inmediata:
La AMDEE advirtió que la primera fase era prácticamente imposible para empresas que no tuvieran documentación técnica actualizada al detalle (curvas de potencia, modelos de turbina, configuraciones de BESS, etc.).
SENER terminó aplazando 16 de las 17 etapas en menos de un mes, con ajustes puntuales a plazos de permisos y pagos de estudios de interconexión.
Es un mensaje claro: la velocidad ahora la marca la planeación vinculante, no el desarrollador.
Quizá el filtro más disruptivo no es técnico, sino financiero. A diferencia de las subastas de la reforma anterior, donde CFE era el comprador ancla, este esquema empuja los proyectos al mercado eléctrico, obligando a que cada central demuestre, desde el arranque, una solución comercial y de financiamiento mínimamente estructurada: banco dispuesto a financiar, offtaker o esquema comercial identificable, y una narrativa creíble de flujo de efectivo.
Para muchos desarrolladores medianos, esto significa que la Convocatoria no es una oportunidad para “explorar” proyectos, sino un filtro para quienes ya venían trabajando en ellos desde hace años, con tierra avanzada, contratos marco con OEMs y acercamientos previos con banca de desarrollo o fondos de infraestructura.
El PLADESE 2025–2039 reemplazó al antiguo PRODESEN y formalizó el nuevo equilibrio: el Estado, vía CFE y Pemex, debe asegurar al menos 54% de la energía inyectada a la red, mientras el sector privado se integra como complemento bajo reglas de planeación estrictas.
En ese contexto, la Convocatoria es la primera válvula controlada para que el capital privado entre a la expansión renovable, pero sólo en los nodos, tensiones y tecnologías que la planeación ya definió como prioritarias. No es una ventanilla abierta, es una invitación nominal a 34 proyectos “dentro del mapa”.
El PVIRCE 2025–2030 fijó la ruta de instalación y retiro de centrales para el corto plazo: 28,004 MW nuevos a 2030, con una lógica de priorización por región, nivel de tensión y refuerzos de red.
Los casi 6,000 MW de esta Convocatoria no flotan en el vacío:
Son subconjunto “etiquetado” de ese PVIRCE,
Se concentran en regiones con déficits claros (península, noroeste, zonas industriales del Bajío y corredor Golfo),
Y sirven de termómetro para ajustar las siguientes rondas si la respuesta del mercado es débil o los cuellos de botella de red son más serios de lo previsto.
Las disposiciones de planeación vinculante y la propia Convocatoria detallan, para cada proyecto tipo, gerencia de control regional, región de transmisión, subestación de interconexión, nivel de tensión y tecnología. Quien no se alinee con esa “ficha técnica” tiene pocas probabilidades de superar el filtro de la CNE.
Al mismo tiempo, el nuevo esquema de Interconexión 2.0 comprime los tiempos entre:
Solicitud y pago de estudios del CENACE,
Publicación de resultados,
Aceptación de obras de interconexión y refuerzo,
Formalización del contrato de interconexión.
El beneficio evidente es la reducción de plazos “muertos”. El riesgo es otro: un error estratégico de nodo o tecnología puede conducir a reprocesos costosos o, de plano, a perder la ventana de 2025–2026.
La Convocatoria y el discurso oficial han insistido en que buena parte de estos proyectos deberán considerar sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), especialmente en regiones con alta penetración renovable y redes tensas.
En paralelo, los costos de BESS han caído cerca de 93% desde 2010, pero siguen siendo un componente de CAPEX que puede matar la competitividad si se sobredimensiona o se diseña sin una lectura fina de la curva de carga local.
Aquí se definirá uno de los grandes puntos de fricción:
Proyectos que minimicen almacenamiento para abaratar oferta, pero queden expuestos a curtailment y restricciones operativas.
Proyectos que integren BESS con lógica de flexibilidad y servicios conexos, asumiendo que el mercado y la regulación reconocerán ese valor en tarifas y despacho.
Con la información pública disponible, la Convocatoria se concentra en 20 entidades, con foco en Tamaulipas, Guanajuato, Veracruz, Hidalgo, Campeche y Yucatán, además de polos solares en el norte y noroeste.
En términos de probables “ganadores” territoriales:
Península (Campeche, Yucatán, Quintana Roo)
Suma la mayor capacidad en proyectos solares, con refuerzos de red ya identificados y urgencia para aliviar cuellos de transmisión.
Ideal para portfolios de fondos con apetito por riesgo regulatorio pero visión de largo plazo en hubs turísticos e industriales.
Noreste y costa del Golfo (Tamaulipas, Veracruz)
Territorio natural para la eólica onshore con recurso probado, más capacidad solar en zonas cercanas a polos industriales.
Ventaja para utilities e IPP con historial en parques eólicos de la región.
Bajío y región Centro (Guanajuato, Hidalgo, estados industriales)
Proyectos fotovoltaicos acoplados a demanda industrial creciente y polos manufactureros.
Aquí se juega la narrativa de “energía limpia para nearshoring”, clave para anclar PPAs corporativos.
Bajo los filtros actuales, los perfiles con ventaja son:
Grandes utilities y IPP con track record en México
Experiencia probada ante reguladores, capacidad de estructurar proyectos con deuda y equity sofisticado.
Equipos internos que pueden producir, en semanas, los anexos técnicos que otros tardan meses.
Fondos de infraestructura y energías renovables con socios locales fuertes
Pueden moverse rápido si ya tienen pipelines identificados y acuerdos marco con OEMs y EPCs.
Tienen la musculatura para absorber el costo hundido de uno o dos proyectos que no pasen el filtro.
Desarrolladores nacionales con proyectos “reconvertidos” a la nueva lógica
Aquellos que arrastran desde años previos solicitudes de permiso o estudios de interconexión, y que ahora logren alinear su proyecto con los criterios de la planeación vinculante, pueden encontrar en la Convocatoria la vía para destrabarlos.
En cambio, los desarrolladores emergentes sin historial, sin banca de desarrollo cerca y sin acceso preferente a OEMs, tienen altas probabilidades de quedar fuera en esta primera ronda y esperar a una segunda Convocatoria en mejores condiciones.
Las Disposiciones de planeación vinculante establecen siete criterios que la CNE debe verificar antes de otorgar un permiso de generación. Si un proyecto incumple uno solo, el permiso no se otorga.
Eso significa que entre 2026 y 2030 el sector operará con:
Mayor certidumbre sobre qué proyectos son “del mapa” y cuáles no,
Pero también con menos espacio para negociar excepciones: el regulador tiene mandato explícito de alinear cada central con la ruta trazada por el PLADESE, el PVIRCE y los programas de redes.
Otro foco de riesgo será el reprocesamiento de estudios de interconexión si la realidad de la red se mueve más rápido que la ejecución de las centrales:
Retrasos en CAPEX de transmisión,
Cambios en patrones de demanda (por nearshoring o desaceleración),
Nuevas centrales públicas de CFE que ocupen la “capacidad” que se daba por disponible.
Proyectos que hoy pasan el filtro de planeación podrían enfrentarse, en 2028–2030, a un entorno de red distinto y a la necesidad de recalcular refuerzos, costos y, en el peor de los casos, reabrir contratos de interconexión.
Finalmente, está el tiempo político:
La administración Sheinbaum necesita mostrar resultados visibles (centrales construidas, MW en operación) antes del cierre de la década.
Si la tasa de éxito de esta primera Convocatoria se mantiene baja —algunas estimaciones privadas hablan de apenas 20% de los MW previstos— el gobierno tendrá incentivos para ajustar términos en rondas posteriores, lo que introduce un riesgo de “cambio de reglas” a mitad del partido.
Para los inversores de largo plazo, esto obliga a un análisis fino: entrar temprano en condiciones estrictas pero con prioridad de red, o esperar reglas más suaves a costa de llegar tarde a los mejores nodos.
Para fondos, bancos y utilities globales, esta Convocatoria es más que una ronda de proyectos: es un test de estrés del nuevo modelo mexicano.
Quien logre cerrar financiamiento y permisos en esta primera ola quedará bien posicionado como socio recurrente de SENER y la CNE en futuras ventanas.
Al mismo tiempo, es un escenario donde no todos los MW valen igual: los proyectos en nodos críticos con respaldo de red y BESS bien dimensionado tendrán un valor estratégico superior a su simple potencia nominal.
En términos prácticos, la lectura es clara: mejor tres proyectos bien anclados a la planeación y a contratos sólidos, que diez apuestas dispersas con alto riesgo de reproceso o descalificación.
Fabricantes de turbinas eólicas, módulos solares, inversores y proveedores de BESS pasan, con esta Convocatoria, de ser simples vendors a convertirse en socios de diseño de soluciones de red:
Tendrán que respaldar curvas de potencia, esquemas de control, servicios auxiliares y garantías de desempeño que pesarán en los anexos técnicos.
El diferencial competitivo ya no será sólo precio por MW, sino capacidad de integrar soluciones de flexibilidad y cumplimiento regulatorio.
Para los OEMs con presencia débil en México, el riesgo es quedarse fuera de la primera ola de referencias justo cuando se define el “club” de proveedores confiables para la CFE y los desarrolladores privados.
Gobiernos estatales en Península, Golfo, Bajío y Noreste se juegan algo más que capacidad eléctrica:
Cada proyecto que cruce la meta representa empleos, derrama local, y ancla de competitividad para sus parques industriales.
Pero cada proyecto que se quede en el camino alimentará la narrativa de “otra vez no llegaron las inversiones”, en regiones donde la capacidad de gestión técnica ante SENER, CNE y CENACE sigue siendo desigual.
Los estados que construyan equipos técnico–políticos capaces de acompañar a los desarrolladores en lectura de planeación, tramites ambientales y gestión territorial, tendrán ventaja sobre los que reduzcan su papel a la simple promoción de incentivos.
Todos los campos son obligatorios *
Escríbenos a
[email protected]
