India limitó 300 GWh de energía limpia por rezago en la red; para México es una advertencia sobre interconexiones, riesgo de inversión, curtailment y costos operativos.
Durante el primer trimestre, India reportó alrededor de 300 GWh de curtailment de energía limpia atribuible, en su mayoría, a limitaciones de red y transmisión. Informes técnicos identifican un desfase entre la velocidad de construcción de plantas solares y eólicas y la capacidad de la infraestructura para evacuar esa energía hacia centros de consumo. El fenómeno no es simplemente pérdida energética: implica pagos, redispatch y decisiones operativas que afectan la viabilidad económica de proyectos renovables.
El caso indio sirve como espejo para México porque ambos países registran despliegues solares concentrados en zonas con redes en desarrollo. En nuestro país existen clusters solares en el norte y noroeste que han crecido rápidamente; si la red no se anticipa, el riesgo es que aumenten episodios de curtailment que erosione la rentabilidad contractual y eleve el costo real de la transición energética.
Para la CFE y para generadores independientes, el curtailment representa riesgo operativo y de ingresos. La CFE puede ver alterada su programación térmica, que a su vez cambia la demanda de gas y combustible para Pemex. Generadores renovables enfrentan exposición contractual si los mecanismos de compensación por curtailment son insuficientes o mal diseñados. Con la CRE ya no existente, la asignación de responsabilidades regulatorias recae en SENER, operadores y órganos técnicos, lo que exige mayor coordinación entre permisos, planeación de transmisión y operación del sistema.
Los inversionistas y prestamistas empezarán a incorporar riesgo de curtailment en las valoraciones de proyectos y en cláusulas de PPA. Demandas de garantías de capacidad, cláusulas de compensación por energía no evacuada y seguros contra pérdida de ingresos serán más frecuentes. Esto puede incrementar el costo de financiamiento y condicionar nuevos proyectos a soluciones de almacenamiento o a acuerdos que internalicen el riesgo de congestión.
El desajuste entre generación y capacidad de evacuación aumenta la complejidad de la operación: mayor redispatch, necesidad de reservas rápidas, y riesgo de congestión en horas pico solares. Técnicamente, mitigaciones probadas incluyen almacenamiento acoplado a plantas, control avanzado de plantas y líneas (dynamic line rating), modernización de subestaciones y despliegue selectivo de infraestructura de transmisión. También son relevantes inversiones en flexibilidad del sistema, como plantas a gas de ciclo combinado modulares y acuerdos híbridos que prioricen despacho seguro.
Sin un ente regulador único como la antigua CRE, la gobernanza de permisos y tarifas de transmisión debe articularse entre SENER, operador del sistema y autoridades responsables de infraestructura. México requiere criterios claros para priorizar reforzamientos, reglas de cola de interconexión que penalicen desarrollos no coordinados y mecanismos transparentes para asignar costos de ampliación. La ausencia de señales claras puede traducirse en sobrecostos sociales o en transferencias de riesgo hacia consumidores.
Directivos de generadores y fondos deben auditar exposición a curtailment por ubicación y contratar cláusulas contractuales que diversifiquen riesgo (capacidad, almacenamiento, cobertura por congestión). Operadores y SENER deben acelerar programas de reforzamiento y priorizar corredores de evacuación donde la inversión renovable es más intensa. Para la CFE y Pemex, planificar escenarios contrapuestos —mayor curtailment versus mayor generación térmica— ayudará a calibrar compras de combustible y contratos de suministro. Por último, diseñar mecanismos regulatorios que asignen costos de forma eficiente y permitan soluciones de mercado para flexibilidad será crítico para evitar que el crecimiento renovable se encuentre limitado por la red.
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