La red de transmisión se convirtió en el mayor multiplicador de riesgo del sistema eléctrico mexicano: congestión, costos invisibles, retrasos de obra y vulnerabilidad operativa. Investigación avanzada y lectura crítica del Plan 2025-2030 y la planeación del SEN, con enfoque en gestión de riesgo y RegulaOps.
En el primer artículo de la serie, “Generar no es el problema”, dejamos una idea incómoda sobre la mesa: la tensión del sistema eléctrico no se explica por falta de centrales, sino por la dificultad real de mover energía por una red que se quedó corta para el país que ya somos. Aquí está el enlace para contexto: https://airegulasolutions.com/Post/electricidad-estres-cuellos-botella-operacion-sistema-electrico/22618
Este segundo texto sube el nivel y entra a la parte que normalmente se evita en conferencias y comunicados: transmisión es el cuello estructural y el mayor multiplicador de riesgo. No es un tema “técnico” en el sentido burocrático; es un tema de soberanía operativa. Si la Red Nacional de Transmisión no se expande y moderniza al ritmo de la demanda, de la electrificación industrial y de la integración de renovables, el sistema se vuelve caro, frágil y políticamente explosivo.
La transmisión es el elefante en la sala porque obliga a hablar de tres cosas que nadie quiere mezclar públicamente: dinero, territorio y decisiones operativas que afectan precios.
Hay una diferencia que se pierde en la conversación pública: capacidad instalada no significa capacidad entregable. México puede sumar megawatts, pero si los corredores están saturados o las subestaciones están al límite, la energía no llega con calidad y continuidad.
CENACE lo refleja de forma indirecta en sus reportes del Mercado Eléctrico Mayorista: la congestión no es un evento aislado, aparece como frecuencia de enlaces congestionados y como precios sombra que revelan el costo de la restricción. Dicho en palabras simples: cuando un enlace se congestiona, el sistema paga por esa limitación, aunque nadie lo vea en una factura con ese nombre.
Ese “peaje invisible” se traduce en redispatch, en el encendido de generación menos eficiente, en pérdidas técnicas, en restricciones de interconexión, y en un sistema que opera cada vez más al filo.
Porque la transmisión es la infraestructura que más tarda y la que menos se celebra. Una central se inaugura con foto, una línea de transmisión se inaugura con conflicto. Construir y modernizar la red implica:
Derecho de vía y negociación social
No es solo trazo y torres. Es territorio, ejidos, cruces, servidumbres, comunidades y, en muchos casos, litigio. En transmisión, un retraso de 12 meses no es un contratiempo, es un cambio de realidad operativa.
Permisos, impactos y coordinación institucional
La red cruza ecosistemas, zonas urbanas, corredores industriales y áreas protegidas. La coordinación interinstitucional puede volverse un laberinto si no hay ventanilla efectiva y trazabilidad de decisiones.
Inversión concentrada, pero ejecución fragmentada
CFE y el Gobierno han presentado planes de fortalecimiento y expansión con portafolios grandes. En comunicados oficiales se habló de decenas de proyectos estratégicos y de un Plan 2025-2030 con transmisión como columna vertebral. El reto no está en anunciar, está en ejecutar, calendarizar y poner en servicio.
Planeación que no siempre aterriza en obras a tiempo
PRODESEN y los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y RGD describen necesidades y trayectorias. Eso es necesario, pero el sistema no opera con PDFs, opera con infraestructura en servicio. Cuando el ciclo de planeación no se alinea con la velocidad de la demanda, la operación paga la factura.
Hablar de transmisión obliga a pensar regionalmente. México no es un solo sistema homogéneo; es un conjunto de zonas con patrones de demanda, generación y restricciones distintas. En términos prácticos, los cuellos de botella se vuelven más peligrosos cuando coinciden tres variables:
Crecimiento de carga acelerado (industrial, turístico o urbano)
Integración de generación nueva en puntos donde la red no creció
Infraestructura crítica operando cerca de límites térmicos o de estabilidad
Hay regiones donde el discurso de “soberanía energética” se vuelve paradoja: puedes tener generación cercana, pero depender operativamente de un corredor saturado que condiciona todo.
Yucatán y el sureste, Baja California, corredores de alta actividad industrial y zonas con renovables concentradas suelen aparecer recurrentemente en análisis y planeación como puntos donde la red exige inversión y modernización para evitar costos y riesgos futuros.
La congestión no solo encarece. También crea ganadores y perdedores.
En un sistema restringido, el precio local se dispara frente a otras zonas. Eso afecta a industrias con contratos expuestos a volatilidad, a desarrolladores que no logran interconectarse y a regiones donde se prometió desarrollo con energía barata.
Cuando transmisión falla, el sistema reacciona con medidas operativas que, vistas desde afuera, parecen decisiones discrecionales. En realidad, muchas veces son decisiones forzadas: mover generación, limitar inyecciones, priorizar confiabilidad. La diferencia es clave, porque en el debate público se confunden restricciones físicas con “voluntad”.
El diagnóstico fácil es pedir más generación. El diagnóstico serio es reconocer que, sin red, la generación adicional se convierte en energía atrapada o en proyectos que no pasan de la interconexión.
Lo interesante es que la propia política pública reciente reconoce el tema transmisión como prioridad en el Plan 2025-2030, con anuncios de inversión y paquetes de proyectos para fortalecer la red y subestaciones. La pregunta que importa para 2026-2028 no es si el plan existe, sino si el calendario de obra alcanza a la velocidad del estrés.
En transmisión hay dos riesgos que se retroalimentan:
Riesgo de obra
Retrasos, conflictos, sobrecostos, cambios de trazo, judicialización, fallas de contratistas, acceso a equipos especializados, tiempos de fabricación.
Riesgo de operación
Más congestión, más redispatch, menor margen de maniobra, más vulnerabilidad ante contingencias múltiples, y mayor probabilidad de eventos de calidad.
Si el proyecto de transmisión se atrasa, el operador no puede “compensar” con voluntad. Compensa con costos.
Cuando transmisión se entiende como infraestructura crítica, la conversación deja de ser “ingeniería” y se vuelve gestión de riesgo. Y ahí es donde RegulaOps entra con sentido práctico.
En un entorno donde el cuello de botella define costos y continuidad, una empresa grande de consumo eléctrico, un desarrollador, un operador industrial o incluso una cadena con cargas distribuidas necesita tres cosas:
Mapa de exposición regional a congestión y restricciones operativas
Trazabilidad de proyectos de refuerzo y su estatus real
Matriz de riesgo regulatorio y de cumplimiento asociada a operación y permisos
RegulaOps puede convertirse en el tablero que junta lo que hoy está disperso: planeación, restricciones operativas, obligaciones y evidencias. La ventaja no es “ver datos”, es anticipar el punto donde la red aprieta antes de que la restricción se convierta en pérdida.
La transmisión no se resuelve con narrativa de megawatts. Se resuelve con ingeniería, ejecución, coordinación y presupuesto sostenido. Y con una disciplina incómoda: priorizar dónde la red libera más valor y reduce más riesgo, antes de repartir obras por presión política.
Si México quiere electrificación industrial en serio, confiabilidad en picos climáticos y transición energética sin sobresaltos, la conversación tiene que cambiar. Menos “capacidad instalada”. Más “capacidad entregada”. Menos anuncios. Más kilómetros y subestaciones en servicio.
Este artículo forma parte de la serie Electricidad Estrés:
Hay una diferencia que se pierde en la conversación pública: capacidad instalada no significa capacidad entregable. México puede sumar megawatts, pero si los corredores están saturados o las subestaciones están al límite, la energía no llega con calidad y continuidad.
CENACE lo refleja de forma indirecta en sus reportes del Mercado Eléctrico Mayorista: la congestión no es un evento aislado, aparece como frecuencia de enlaces congestionados y como precios sombra que revelan el costo de la restricción. Dicho en palabras simples: cuando un enlace se congestiona, el sistema paga por esa limitación, aunque nadie lo vea en una factura con ese nombre.
Ese “peaje invisible” se traduce en redispatch, en el encendido de generación menos eficiente, en pérdidas técnicas, en restricciones de interconexión, y en un sistema que opera cada vez más al filo.
Porque la transmisión es la infraestructura que más tarda y la que menos se celebra. Una central se inaugura con foto, una línea de transmisión se inaugura con conflicto. Construir y modernizar la red implica:
Derecho de vía y negociación social
No es solo trazo y torres. Es territorio, ejidos, cruces, servidumbres, comunidades y, en muchos casos, litigio. En transmisión, un retraso de 12 meses no es un contratiempo, es un cambio de realidad operativa.
Permisos, impactos y coordinación institucional
La red cruza ecosistemas, zonas urbanas, corredores industriales y áreas protegidas. La coordinación interinstitucional puede volverse un laberinto si no hay ventanilla efectiva y trazabilidad de decisiones.
Inversión concentrada, pero ejecución fragmentada
CFE y el Gobierno han presentado planes de fortalecimiento y expansión con portafolios grandes. En comunicados oficiales se habló de decenas de proyectos estratégicos y de un Plan 2025-2030 con transmisión como columna vertebral. El reto no está en anunciar, está en ejecutar, calendarizar y poner en servicio.
Planeación que no siempre aterriza en obras a tiempo
PRODESEN y los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y RGD describen necesidades y trayectorias. Eso es necesario, pero el sistema no opera con PDFs, opera con infraestructura en servicio. Cuando el ciclo de planeación no se alinea con la velocidad de la demanda, la operación paga la factura.
Hablar de transmisión obliga a pensar regionalmente. México no es un solo sistema homogéneo; es un conjunto de zonas con patrones de demanda, generación y restricciones distintas. En términos prácticos, los cuellos de botella se vuelven más peligrosos cuando coinciden tres variables:
Crecimiento de carga acelerado (industrial, turístico o urbano)
Integración de generación nueva en puntos donde la red no creció
Infraestructura crítica operando cerca de límites térmicos o de estabilidad
Hay regiones donde el discurso de “soberanía energética” se vuelve paradoja: puedes tener generación cercana, pero depender operativamente de un corredor saturado que condiciona todo.
Yucatán y el sureste, Baja California, corredores de alta actividad industrial y zonas con renovables concentradas suelen aparecer recurrentemente en análisis y planeación como puntos donde la red exige inversión y modernización para evitar costos y riesgos futuros.
La congestión no solo encarece. También crea ganadores y perdedores.
En un sistema restringido, el precio local se dispara frente a otras zonas. Eso afecta a industrias con contratos expuestos a volatilidad, a desarrolladores que no logran interconectarse y a regiones donde se prometió desarrollo con energía barata.
Cuando transmisión falla, el sistema reacciona con medidas operativas que, vistas desde afuera, parecen decisiones discrecionales. En realidad, muchas veces son decisiones forzadas: mover generación, limitar inyecciones, priorizar confiabilidad. La diferencia es clave, porque en el debate público se confunden restricciones físicas con “voluntad”.
El diagnóstico fácil es pedir más generación. El diagnóstico serio es reconocer que, sin red, la generación adicional se convierte en energía atrapada o en proyectos que no pasan de la interconexión.
Lo interesante es que la propia política pública reciente reconoce el tema transmisión como prioridad en el Plan 2025-2030, con anuncios de inversión y paquetes de proyectos para fortalecer la red y subestaciones. La pregunta que importa para 2026-2028 no es si el plan existe, sino si el calendario de obra alcanza a la velocidad del estrés.
En transmisión hay dos riesgos que se retroalimentan:
Riesgo de obra
Retrasos, conflictos, sobrecostos, cambios de trazo, judicialización, fallas de contratistas, acceso a equipos especializados, tiempos de fabricación.
Riesgo de operación
Más congestión, más redispatch, menor margen de maniobra, más vulnerabilidad ante contingencias múltiples, y mayor probabilidad de eventos de calidad.
Si el proyecto de transmisión se atrasa, el operador no puede “compensar” con voluntad. Compensa con costos.
Cuando transmisión se entiende como infraestructura crítica, la conversación deja de ser “ingeniería” y se vuelve gestión de riesgo. Y ahí es donde RegulaOps entra con sentido práctico.
En un entorno donde el cuello de botella define costos y continuidad, una empresa grande de consumo eléctrico, un desarrollador, un operador industrial o incluso una cadena con cargas distribuidas necesita tres cosas:
Mapa de exposición regional a congestión y restricciones operativas
Trazabilidad de proyectos de refuerzo y su estatus real
Matriz de riesgo regulatorio y de cumplimiento asociada a operación y permisos
RegulaOps puede convertirse en el tablero que junta lo que hoy está disperso: planeación, restricciones operativas, obligaciones y evidencias. La ventaja no es “ver datos”, es anticipar el punto donde la red aprieta antes de que la restricción se convierta en pérdida.
La transmisión no se resuelve con narrativa de megawatts. Se resuelve con ingeniería, ejecución, coordinación y presupuesto sostenido. Y con una disciplina incómoda: priorizar dónde la red libera más valor y reduce más riesgo, antes de repartir obras por presión política.
Si México quiere electrificación industrial en serio, confiabilidad en picos climáticos y transición energética sin sobresaltos, la conversación tiene que cambiar. Menos “capacidad instalada”. Más “capacidad entregada”. Menos anuncios. Más kilómetros y subestaciones en servicio.
Este artículo forma parte de la serie Electricidad Estrés:
Hay una diferencia que se pierde en la conversación pública: capacidad instalada no significa capacidad entregable. México puede sumar megawatts, pero si los corredores están saturados o las subestaciones están al límite, la energía no llega con calidad y continuidad.
CENACE lo refleja de forma indirecta en sus reportes del Mercado Eléctrico Mayorista: la congestión no es un evento aislado, aparece como frecuencia de enlaces congestionados y como precios sombra que revelan el costo de la restricción. Dicho en palabras simples: cuando un enlace se congestiona, el sistema paga por esa limitación, aunque nadie lo vea en una factura con ese nombre.
Ese “peaje invisible” se traduce en redispatch, en el encendido de generación menos eficiente, en pérdidas técnicas, en restricciones de interconexión, y en un sistema que opera cada vez más al filo.
Porque la transmisión es la infraestructura que más tarda y la que menos se celebra. Una central se inaugura con foto, una línea de transmisión se inaugura con conflicto. Construir y modernizar la red implica:
Derecho de vía y negociación social
No es solo trazo y torres. Es territorio, ejidos, cruces, servidumbres, comunidades y, en muchos casos, litigio. En transmisión, un retraso de 12 meses no es un contratiempo, es un cambio de realidad operativa.
Permisos, impactos y coordinación institucional
La red cruza ecosistemas, zonas urbanas, corredores industriales y áreas protegidas. La coordinación interinstitucional puede volverse un laberinto si no hay ventanilla efectiva y trazabilidad de decisiones.
Inversión concentrada, pero ejecución fragmentada
CFE y el Gobierno han presentado planes de fortalecimiento y expansión con portafolios grandes. En comunicados oficiales se habló de decenas de proyectos estratégicos y de un Plan 2025-2030 con transmisión como columna vertebral. El reto no está en anunciar, está en ejecutar, calendarizar y poner en servicio.
Planeación que no siempre aterriza en obras a tiempo
PRODESEN y los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y RGD describen necesidades y trayectorias. Eso es necesario, pero el sistema no opera con PDFs, opera con infraestructura en servicio. Cuando el ciclo de planeación no se alinea con la velocidad de la demanda, la operación paga la factura.
Hablar de transmisión obliga a pensar regionalmente. México no es un solo sistema homogéneo; es un conjunto de zonas con patrones de demanda, generación y restricciones distintas. En términos prácticos, los cuellos de botella se vuelven más peligrosos cuando coinciden tres variables:
Crecimiento de carga acelerado (industrial, turístico o urbano)
Integración de generación nueva en puntos donde la red no creció
Infraestructura crítica operando cerca de límites térmicos o de estabilidad
Hay regiones donde el discurso de “soberanía energética” se vuelve paradoja: puedes tener generación cercana, pero depender operativamente de un corredor saturado que condiciona todo.
Yucatán y el sureste, Baja California, corredores de alta actividad industrial y zonas con renovables concentradas suelen aparecer recurrentemente en análisis y planeación como puntos donde la red exige inversión y modernización para evitar costos y riesgos futuros.
La congestión no solo encarece. También crea ganadores y perdedores.
En un sistema restringido, el precio local se dispara frente a otras zonas. Eso afecta a industrias con contratos expuestos a volatilidad, a desarrolladores que no logran interconectarse y a regiones donde se prometió desarrollo con energía barata.
Cuando transmisión falla, el sistema reacciona con medidas operativas que, vistas desde afuera, parecen decisiones discrecionales. En realidad, muchas veces son decisiones forzadas: mover generación, limitar inyecciones, priorizar confiabilidad. La diferencia es clave, porque en el debate público se confunden restricciones físicas con “voluntad”.
El diagnóstico fácil es pedir más generación. El diagnóstico serio es reconocer que, sin red, la generación adicional se convierte en energía atrapada o en proyectos que no pasan de la interconexión.
Lo interesante es que la propia política pública reciente reconoce el tema transmisión como prioridad en el Plan 2025-2030, con anuncios de inversión y paquetes de proyectos para fortalecer la red y subestaciones. La pregunta que importa para 2026-2028 no es si el plan existe, sino si el calendario de obra alcanza a la velocidad del estrés.
En transmisión hay dos riesgos que se retroalimentan:
Riesgo de obra
Retrasos, conflictos, sobrecostos, cambios de trazo, judicialización, fallas de contratistas, acceso a equipos especializados, tiempos de fabricación.
Riesgo de operación
Más congestión, más redispatch, menor margen de maniobra, más vulnerabilidad ante contingencias múltiples, y mayor probabilidad de eventos de calidad.
Si el proyecto de transmisión se atrasa, el operador no puede “compensar” con voluntad. Compensa con costos.
Cuando transmisión se entiende como infraestructura crítica, la conversación deja de ser “ingeniería” y se vuelve gestión de riesgo. Y ahí es donde RegulaOps entra con sentido práctico.
En un entorno donde el cuello de botella define costos y continuidad, una empresa grande de consumo eléctrico, un desarrollador, un operador industrial o incluso una cadena con cargas distribuidas necesita tres cosas:
Mapa de exposición regional a congestión y restricciones operativas
Trazabilidad de proyectos de refuerzo y su estatus real
Matriz de riesgo regulatorio y de cumplimiento asociada a operación y permisos
RegulaOps puede convertirse en el tablero que junta lo que hoy está disperso: planeación, restricciones operativas, obligaciones y evidencias. La ventaja no es “ver datos”, es anticipar el punto donde la red aprieta antes de que la restricción se convierta en pérdida.
La transmisión no se resuelve con narrativa de megawatts. Se resuelve con ingeniería, ejecución, coordinación y presupuesto sostenido. Y con una disciplina incómoda: priorizar dónde la red libera más valor y reduce más riesgo, antes de repartir obras por presión política.
Si México quiere electrificación industrial en serio, confiabilidad en picos climáticos y transición energética sin sobresaltos, la conversación tiene que cambiar. Menos “capacidad instalada”. Más “capacidad entregada”. Menos anuncios. Más kilómetros y subestaciones en servicio.
Este artículo forma parte de la serie Electricidad Estrés:
Hay una diferencia que se pierde en la conversación pública: capacidad instalada no significa capacidad entregable. México puede sumar megawatts, pero si los corredores están saturados o las subestaciones están al límite, la energía no llega con calidad y continuidad.
CENACE lo refleja de forma indirecta en sus reportes del Mercado Eléctrico Mayorista: la congestión no es un evento aislado, aparece como frecuencia de enlaces congestionados y como precios sombra que revelan el costo de la restricción. Dicho en palabras simples: cuando un enlace se congestiona, el sistema paga por esa limitación, aunque nadie lo vea en una factura con ese nombre.
Ese “peaje invisible” se traduce en redispatch, en el encendido de generación menos eficiente, en pérdidas técnicas, en restricciones de interconexión, y en un sistema que opera cada vez más al filo.
Porque la transmisión es la infraestructura que más tarda y la que menos se celebra. Una central se inaugura con foto, una línea de transmisión se inaugura con conflicto. Construir y modernizar la red implica:
Derecho de vía y negociación social
No es solo trazo y torres. Es territorio, ejidos, cruces, servidumbres, comunidades y, en muchos casos, litigio. En transmisión, un retraso de 12 meses no es un contratiempo, es un cambio de realidad operativa.
Permisos, impactos y coordinación institucional
La red cruza ecosistemas, zonas urbanas, corredores industriales y áreas protegidas. La coordinación interinstitucional puede volverse un laberinto si no hay ventanilla efectiva y trazabilidad de decisiones.
Inversión concentrada, pero ejecución fragmentada
CFE y el Gobierno han presentado planes de fortalecimiento y expansión con portafolios grandes. En comunicados oficiales se habló de decenas de proyectos estratégicos y de un Plan 2025-2030 con transmisión como columna vertebral. El reto no está en anunciar, está en ejecutar, calendarizar y poner en servicio.
Planeación que no siempre aterriza en obras a tiempo
PRODESEN y los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y RGD describen necesidades y trayectorias. Eso es necesario, pero el sistema no opera con PDFs, opera con infraestructura en servicio. Cuando el ciclo de planeación no se alinea con la velocidad de la demanda, la operación paga la factura.
Hablar de transmisión obliga a pensar regionalmente. México no es un solo sistema homogéneo; es un conjunto de zonas con patrones de demanda, generación y restricciones distintas. En términos prácticos, los cuellos de botella se vuelven más peligrosos cuando coinciden tres variables:
Crecimiento de carga acelerado (industrial, turístico o urbano)
Integración de generación nueva en puntos donde la red no creció
Infraestructura crítica operando cerca de límites térmicos o de estabilidad
Hay regiones donde el discurso de “soberanía energética” se vuelve paradoja: puedes tener generación cercana, pero depender operativamente de un corredor saturado que condiciona todo.
Yucatán y el sureste, Baja California, corredores de alta actividad industrial y zonas con renovables concentradas suelen aparecer recurrentemente en análisis y planeación como puntos donde la red exige inversión y modernización para evitar costos y riesgos futuros.
La congestión no solo encarece. También crea ganadores y perdedores.
En un sistema restringido, el precio local se dispara frente a otras zonas. Eso afecta a industrias con contratos expuestos a volatilidad, a desarrolladores que no logran interconectarse y a regiones donde se prometió desarrollo con energía barata.
Cuando transmisión falla, el sistema reacciona con medidas operativas que, vistas desde afuera, parecen decisiones discrecionales. En realidad, muchas veces son decisiones forzadas: mover generación, limitar inyecciones, priorizar confiabilidad. La diferencia es clave, porque en el debate público se confunden restricciones físicas con “voluntad”.
El diagnóstico fácil es pedir más generación. El diagnóstico serio es reconocer que, sin red, la generación adicional se convierte en energía atrapada o en proyectos que no pasan de la interconexión.
Lo interesante es que la propia política pública reciente reconoce el tema transmisión como prioridad en el Plan 2025-2030, con anuncios de inversión y paquetes de proyectos para fortalecer la red y subestaciones. La pregunta que importa para 2026-2028 no es si el plan existe, sino si el calendario de obra alcanza a la velocidad del estrés.
En transmisión hay dos riesgos que se retroalimentan:
Riesgo de obra
Retrasos, conflictos, sobrecostos, cambios de trazo, judicialización, fallas de contratistas, acceso a equipos especializados, tiempos de fabricación.
Riesgo de operación
Más congestión, más redispatch, menor margen de maniobra, más vulnerabilidad ante contingencias múltiples, y mayor probabilidad de eventos de calidad.
Si el proyecto de transmisión se atrasa, el operador no puede “compensar” con voluntad. Compensa con costos.
Cuando transmisión se entiende como infraestructura crítica, la conversación deja de ser “ingeniería” y se vuelve gestión de riesgo. Y ahí es donde RegulaOps entra con sentido práctico.
En un entorno donde el cuello de botella define costos y continuidad, una empresa grande de consumo eléctrico, un desarrollador, un operador industrial o incluso una cadena con cargas distribuidas necesita tres cosas:
Mapa de exposición regional a congestión y restricciones operativas
Trazabilidad de proyectos de refuerzo y su estatus real
Matriz de riesgo regulatorio y de cumplimiento asociada a operación y permisos
RegulaOps puede convertirse en el tablero que junta lo que hoy está disperso: planeación, restricciones operativas, obligaciones y evidencias. La ventaja no es “ver datos”, es anticipar el punto donde la red aprieta antes de que la restricción se convierta en pérdida.
La transmisión no se resuelve con narrativa de megawatts. Se resuelve con ingeniería, ejecución, coordinación y presupuesto sostenido. Y con una disciplina incómoda: priorizar dónde la red libera más valor y reduce más riesgo, antes de repartir obras por presión política.
Si México quiere electrificación industrial en serio, confiabilidad en picos climáticos y transición energética sin sobresaltos, la conversación tiene que cambiar. Menos “capacidad instalada”. Más “capacidad entregada”. Menos anuncios. Más kilómetros y subestaciones en servicio.
Este artículo forma parte de la serie Electricidad Estrés: https://airegulasolutions.com/series/electricidad-estres
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