Proyectos solares y eólicos que sí avanzan en México: empresas, inversiones, estados clave, CFE, SENER, almacenamiento, permisos y riesgos del nuevo modelo energético.
Mientras el discurso público suele presentar a los empresarios energéticos como adversarios del interés nacional, la realidad del sistema eléctrico mexicano cuenta otra historia: México necesita inversión privada para construir renovables, pero ahora decide quién entra, dónde entra y bajo qué condiciones.
Durante años, la historia de las energías renovables en México se contó desde dos extremos. De un lado, la narrativa empresarial: proyectos listos, capital disponible, tecnología competitiva y una red pública incapaz de abrirles paso. Del otro, la narrativa política: privados abusivos, contratos heredados, permisos desordenados y un Estado obligado a recuperar el control. Ambas versiones tienen una parte de verdad, pero ninguna explica por completo lo que está ocurriendo en 2026.
Lo importante no es si México “cerró” o “abrió” el mercado. Lo importante es que el país está entrando a una etapa más selectiva: los proyectos solares y eólicos sí avanzan, pero no todos; avanzan los que logran alinearse con la planeación oficial, resolver interconexión, incorporar almacenamiento, aceptar esquemas mixtos o demostrar que ayudan a cubrir demanda en regiones prioritarias.
Ese cambio redefine el negocio. Antes, una empresa podía competir principalmente por precio, tecnología y velocidad de ejecución. Ahora compite también por acceso regulatorio, ubicación, relación institucional, capacidad financiera y tolerancia a esperar. En ese terreno, hay empresas que están haciendo las cosas bien: no porque el entorno sea fácil, sino porque están aprendiendo a construir renovables dentro de un sistema que exige más control público y menos improvisación privada.
Este artículo forma parte de la serie de análisis energético de AI Regula Solutions. Para entender el marco completo, conviene leer primero Renovables en México 2026: la nueva regla no abre el mercado, lo reordena y Nuevo modelo energético: control estatal y capital privado en tensión. También puedes consultar la página de series de AI Regula Solutions y la serie Renovables bajo nueva regla.
La primera señal importante no vino de una empresa, sino del propio Gobierno. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 planteó 51 proyectos eléctricos y una inversión estimada superior a 22 mil millones de dólares, con el objetivo de añadir 22,674 MW por parte de CFE y permitir que privados contribuyan con 6,400 MW, principalmente con renovables.
Ese dato rompe una lectura simplista: el Estado no puede construir solo toda la capacidad que necesita México. La demanda industrial, el nearshoring, los centros de datos, el crecimiento urbano, la electromovilidad y los sistemas de bombeo, climatización y manufactura requieren nueva electricidad. Pero tampoco se trata de regresar al modelo de subastas abiertas como si nada hubiera pasado. La nueva regla es otra: capital privado sí, pero dentro de una planeación vinculante y con CFE como actor dominante.
El cambio se ve en los números recientes. En diciembre de 2025, SENER aprobó 20 proyectos privados renovables que suman 3,320 MW: 15 solares fotovoltaicos por 2,471 MW y 5 eólicos por 849 MW. Además, estos proyectos incorporan almacenamiento en baterías por alrededor de 1,488 MW y una inversión estimada superior a 4,752 millones de dólares.
Después, en 2026, el Gobierno avanzó con otro paquete: 37 proyectos eléctricos mixtos entre privados y CFE, con 7,411 MW de capacidad, la mayoría solar y una parte eólica. Entre las empresas mencionadas aparecen Cúbico Sustainable Investments, Thermion Energy, Eléctrica Aselco, Fisterra Energy, Oak Creek y Terralia, con proyectos ubicados en estados como Sonora, Tamaulipas, Baja California Sur, Nuevo León y Yucatán.
La lectura periodística es clara: el Gobierno criticó durante años la expansión privada, pero hoy necesita a esos mismos privados para acelerar renovables. La diferencia es que ya no quiere que entren solos a definir el mapa. Quiere que entren bajo su tablero.
En México hay cientos de anuncios energéticos. Algunos tienen terreno, permiso, comprador, estudios y financiamiento. Otros apenas tienen una presentación bonita. La diferencia entre ambos importa, porque en energía eléctrica un proyecto no existe de verdad hasta que logra interconectarse y vender energía.
Los proyectos que sí avanzan en 2026 comparten varios rasgos:
Están ubicados en zonas donde la autoridad reconoce necesidad de generación o refuerzo eléctrico.
Incorporan almacenamiento o aceptan requisitos técnicos más estrictos para manejar intermitencia.
Se estructuran como proyectos privados con autorización prioritaria o como asociaciones con CFE.
Tienen empresas con capacidad financiera para aguantar procesos largos.
No dependen únicamente del recurso solar o eólico; dependen de la red.
Este último punto es el que muchos medios todavía no explican bien. México no está limitado por falta de sol ni por falta de viento. Está limitado por transmisión, interconexión, permisos, política pública y capacidad institucional. Un parque solar en Sonora puede tener una irradiación extraordinaria; un parque eólico en Oaxaca puede tener uno de los mejores recursos de viento del continente. Pero si la red no puede recibir esa energía, si CENACE identifica congestión, si no hay obras de refuerzo o si el proyecto no entra en la planeación, el activo se queda en papel.
Por eso la pregunta correcta no es “¿dónde hay más sol?” sino “¿dónde puede conectarse un proyecto sin romper el sistema ni morir en trámites?”.
| Proyecto o cartera | Tecnología | Capacidad / inversión reportada | Estado o región | Qué revela |
|---|---|---|---|---|
| Puerto Peñasco, fases III y IV | Solar fotovoltaica + baterías | Busca acercarse a 1 GW hacia 2028 | Sonora | El Estado quiere proyectos solares grandes, pero bajo conducción pública |
| 20 proyectos privados aprobados por SENER | Solar y eólica + baterías | 3,320 MW renovables + 1,488 MW baterías; más de 4,752 mdd | 11 estados | La inversión privada regresa, pero filtrada por planeación |
| 37 proyectos mixtos CFE-privados | Mayoría solar, parte eólica | 7,411 MW; inversión estimada cercana a 7,400 mdd | Noreste, Península de Yucatán y otros estados | El modelo mixto convierte a CFE en comprador, socio y filtro |
| Termosolar Baja California Sur | Solar térmica con almacenamiento | 800 mdd; dos centrales anunciadas | Baja California Sur | La renovable se justifica por confiabilidad, no solo por costo |
| Cartera renovable adquirida tras movimientos de Iberdrola/Cox | Solar, eólica, gas, almacenamiento | Portafolios existentes y proyectos futuros | Varias regiones | Comprar activos autorizados vale más cuando nuevos permisos son difíciles |
| Parques eólicos detenidos reportados por AMDEE | Eólica | 35 parques; 5,800 mdd detenidos; 800 MW ya construidos y 5,000 MW en desarrollo | Principalmente regiones con recurso eólico | La política y los permisos pueden congelar inversión real |
Puerto Peñasco es el caso que mejor muestra la contradicción del nuevo modelo. Por un lado, es un proyecto renovable ambicioso, ubicado en Sonora, con una narrativa perfecta: sol abundante, escala regional, transición energética y desarrollo para el noroeste. Por otro lado, no es el tipo de proyecto privado que crece por competencia abierta; es un proyecto encabezado por CFE.
La expansión del complejo fotovoltaico ha sido presentada como una pieza estratégica para reducir emisiones, fortalecer el sistema y mostrar que México puede construir infraestructura solar a gran escala. Reportes del sector señalan que CFE avanza con fases adicionales del proyecto para alcanzar alrededor de 1 GW hacia 2028.
La historia de Puerto Peñasco funciona porque une tres cosas que el Gobierno sí puede defender públicamente: una empresa pública al frente, tecnología limpia y una ubicación con sentido estratégico. Es decir, no contradice el discurso oficial de soberanía energética. Lo refuerza.
Pero también deja una lección incómoda: si ese mismo proyecto hubiera sido promovido por un privado sin respaldo político, con la misma tecnología y en la misma región, probablemente enfrentaría más preguntas que aplausos. En el nuevo mercado, el mérito técnico ya no basta. El encaje institucional importa.
Baja California Sur es un caso distinto. No se trata solo de transición energética ni de metas climáticas. Se trata de apagones, demanda turística, aislamiento eléctrico y generación cara con combustibles fósiles. El estado no está conectado al Sistema Interconectado Nacional y opera con sistemas aislados, lo que lo vuelve vulnerable en temporadas de calor y crecimiento de demanda.
En agosto de 2025, el Gobierno anunció dos centrales termosolares con almacenamiento térmico en Baja California Sur, con inversión aproximada de 800 millones de dólares. La tecnología permitiría generar electricidad incluso después de la puesta del sol, porque almacena calor para producir vapor y mover turbinas.
Aquí la renovable avanza no porque sea una bandera ideológica, sino porque resuelve un problema operativo. Baja California Sur necesita energía firme, local y menos dependiente de combustibles caros. La termosolar no compite en la misma lógica que una planta fotovoltaica barata de subasta; compite en una lógica de confiabilidad regional.
Este caso permite explicar algo que otros medios suelen omitir: la política energética no está eligiendo renovables solo por ser limpias; las elige cuando ayudan a resolver fallas concretas del sistema y cuando pueden quedar dentro del control público.
El paquete de 37 proyectos mixtos publicado en 2026 es probablemente la señal más importante del nuevo ciclo. Después de años de incertidumbre, empresas privadas volvieron a poner sobre la mesa proyectos solares y eólicos de gran escala. No lo hicieron porque el entorno sea perfecto; lo hicieron porque la demanda eléctrica mexicana es demasiado grande para ignorarla.
Entre los nombres mencionados aparecen Cúbico Sustainable Investments, Thermion Energy, Eléctrica Aselco, Fisterra Energy, Oak Creek y Terralia. No son empresas improvisadas: varias tienen experiencia en desarrollo, financiamiento, operación de activos o estructuración de proyectos energéticos complejos. Su apuesta no consiste en enfrentar frontalmente al Estado, sino en entrar al nuevo esquema de asociación.
El modelo es revelador. En los esquemas mixtos, los privados pueden aportar inversión, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento, mientras CFE compra una parte relevante de la energía mediante contratos de largo plazo y conserva una posición de control o prevalencia. En términos prácticos, el privado ya no entra únicamente como competidor. Entra como constructor financiador de infraestructura que el Estado necesita, pero que no necesariamente puede pagar o ejecutar solo al ritmo requerido.
No existe todavía un registro público suficientemente detallado, consolidado y transparente para ordenar todos los proyectos aprobados por empresa, monto, avance físico, permisos, interconexión y comprador. Esa opacidad es parte del problema. Aun así, con la información disponible, puede construirse un ranking cualitativo de los actores que están mejor posicionados.
| Ranking | Tipo de jugador | Empresas o ejemplos mencionados | Ventaja competitiva | Riesgo |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Desarrolladores en esquemas mixtos con CFE | Cúbico, Thermion, Fisterra, Oak Creek, Terralia, Eléctrica Aselco | Pueden financiar proyectos grandes y aceptar reglas de asociación | Dependencia contractual de CFE y decisiones públicas |
| 2 | Empresas con activos operativos o permisos heredados | Portafolios adquiridos, activos ex-Iberdrola, operadores existentes | Ya cruzaron barreras regulatorias difíciles | Valuaciones altas y riesgo político |
| 3 | Desarrolladores privados aprobados por SENER | Alten, CGS Solarmex, Eólica Dzilam, Saturno Solar, Akuwa Solar, Zapoteca de Energía, EPM Eólica 24, entre otros | Tienen proyectos dentro de la primera ola prioritaria | Deben convertir aprobación en financiamiento, construcción e interconexión |
| 4 | CFE como desarrollador renovable público | Puerto Peñasco, termosolar BCS, proyectos solares propios | Control político, acceso institucional y prioridad pública | Ejecución, costos, licitación y transparencia |
| 5 | Proveedores de baterías, control digital e interconexión | Integradores BESS, EPCistas, ingeniería eléctrica | El almacenamiento se vuelve condición de entrada | Dependen del calendario real de proyectos |
La lectura incómoda es que los ganadores no serán necesariamente quienes tengan la energía más barata, sino quienes puedan cumplir con una matriz compleja: ubicación, tecnología, almacenamiento, contrato, permiso, red, financiamiento y relación con el Estado.
El mapa renovable mexicano ya no puede leerse solo con irradiación solar o velocidad del viento. Ahora debe leerse con cinco capas: recurso renovable, demanda industrial, transmisión, política pública y capacidad de ejecución.
| Estado / región | Tipo de oportunidad | Proyectos o señales | Por qué importa |
|---|---|---|---|
| Sonora | Solar fotovoltaica, almacenamiento, industria | Puerto Peñasco y proyectos solares del noroeste | Tiene recurso solar, narrativa industrial y prioridad pública |
| Tamaulipas | Eólica, solar, industria, frontera | Proyectos mixtos y potencial eólico | Conecta demanda industrial y recurso renovable |
| Nuevo León | Solar industrial, autoconsumo, demanda manufacturera | Proyectos mixtos y necesidad por nearshoring | La demanda puede empujar renovables, pero la red es cuello de botella |
| Yucatán | Solar, eólica, almacenamiento, respaldo | Proyectos privados y mixtos | Península con presión de demanda y restricciones de red |
| Oaxaca | Eólica | Proyectos eólicos y desarrollos históricos | Alto recurso, pero con retos sociales, territoriales e interconexión |
| Baja California Sur | Termosolar, baterías, generación aislada | Dos centrales termosolares anunciadas | Necesita confiabilidad local por aislamiento eléctrico |
| Guanajuato / Querétaro / Bajío | Solar, autoconsumo, industria | Proyectos aprobados y demanda industrial | Región manufacturera con necesidad de energía competitiva |
Hay una diferencia enorme entre ordenar el sistema y administrarlo con opacidad. México necesitaba planeación. Eso es cierto. El viejo ciclo permitió que muchos proyectos se concentraran donde había sol, viento o tierra barata, sin que la transmisión creciera al mismo ritmo. También existieron permisos con baja madurez, desarrollos especulativos y proyectos que no necesariamente resolvían necesidades regionales.
Pero corregir eso no justifica convertir la entrada al mercado en un proceso poco transparente.
El riesgo aparece cuando la autoridad decide qué regiones son prioritarias, qué proyectos avanzan, qué obras de refuerzo se necesitan, quién puede asociarse con CFE, quién obtiene interconexión y bajo qué calendario, sin publicar información suficiente para comparar proyectos aceptados contra proyectos rechazados.
Ahí nace el problema de fondo: la discrecionalidad puede sustituir a la competencia.
No hace falta probar un caso de corrupción para identificar un riesgo institucional. Si una empresa sabe antes que otras dónde habrá capacidad de transmisión, puede asegurar terrenos. Si sabe qué subestaciones serán reforzadas, puede rediseñar su proyecto. Si entiende qué criterios no escritos valora la autoridad, puede preparar mejor su expediente. En un mercado donde el acceso regulatorio se vuelve escaso, la información se convierte en dinero.
La parte que suele perderse en el discurso político es que muchas empresas no abandonaron México. Se quedaron, litigaron, renegociaron, rediseñaron proyectos, incorporaron almacenamiento, ajustaron estructuras financieras o esperaron mejores ventanas regulatorias.
Eso no es menor. Desarrollar un parque solar o eólico no es comprar paneles o turbinas y colocarlos en un terreno. Implica años de ingeniería, derechos de vía, consultas, permisos ambientales, estudios de interconexión, contratos de suministro, financiamiento bancario, seguros, garantías, construcción, pruebas y operación comercial. Cuando el Gobierno retrasa permisos, no solo retrasa “ganancias privadas”; retrasa empleos, infraestructura, reducción de emisiones, capacidad eléctrica y competitividad industrial.
El dato de AMDEE es el ejemplo más fuerte: 35 parques eólicos con 5,800 millones de dólares detenidos por obstáculos regulatorios; siete de ellos ya construidos, con 800 MW, y otros 28 en desarrollo por alrededor de 5,000 MW.
Esa cifra debería incomodar al Gobierno y también al sector privado. Al Gobierno, porque muestra que la demora administrativa destruye valor nacional. A los privados, porque revela que no basta tener buenos proyectos si no se entiende el riesgo político y social del país.
La inversión perdida rara vez aparece en las conferencias de prensa. No se inaugura, no se corta listón, no se fotografía. Pero existe en balances, equipos varados, contratos modificados, deuda más cara y oportunidades que migran a otros países.
México perdió tiempo entre 2019 y 2024. La cancelación de subastas, el freno regulatorio, la incertidumbre judicial, la disputa con empresas extranjeras y el rezago de permisos enfriaron un mercado que había sido uno de los más atractivos de América Latina. Algunas empresas salieron, otras vendieron activos y otras congelaron desarrollo.
El caso Iberdrola fue el más visible, pero no el único. Más allá de si se simpatiza o no con esa empresa, su salida parcial y posterior venta de activos mostró que México estaba reconfigurando el mercado mediante presión política, compraventa de activos y cambios regulatorios. El resultado no fue la desaparición del capital privado; fue su redistribución. Activos que antes pertenecían a un jugador pasaron a manos del Estado, fondos o nuevos compradores.
En ese entorno, los activos operativos se encarecen. ¿Por qué? Porque ya tienen lo que hoy es más difícil conseguir: permiso, interconexión, historial operativo y contratos.
Cuando se habla de apoyos a renovables en México, no hay que imaginar únicamente subsidios directos. En el nuevo modelo, los incentivos más relevantes son de acceso, contrato y reducción de riesgo.
Convocatorias prioritarias: permiten ordenar proyectos privados mayores a 0.7 MW que buscan interconectarse al sistema.
Esquemas mixtos con CFE: reducen riesgo comercial si CFE compra una parte importante de la energía bajo contrato de largo plazo.
Ventanillas y reducción de tiempos: el Gobierno ha planteado agilizar trámites para proyectos alineados con la planeación.
Almacenamiento reconocido en la planeación: las baterías dejan de ser un extra y se vuelven parte del diseño financiero y técnico.
Generación distribuida y autoconsumo: para empresas medianas, techos solares y proyectos detrás del medidor siguen siendo una ruta práctica.
Demanda industrial: empresas exportadoras necesitan electricidad limpia para cumplir metas ESG, cadenas globales y exigencias de clientes.
El apoyo más valioso no siempre es dinero público. Muchas veces es certeza: saber que un proyecto podrá conectarse, vender energía y operar durante décadas.
México necesita empresarios energéticos serios. Necesita desarrolladores que sepan construir, fondos que financien, fabricantes que instalen, ingenieros que operen, gestores sociales que negocien con comunidades y compradores industriales que firmen contratos de largo plazo. Demonizar a todo el sector privado es una torpeza económica.
Pero también sería ingenuo decir que todo empresario energético es automáticamente virtuoso. Hubo permisos especulativos, contratos diseñados con ventajas, proyectos sin suficiente madurez y prácticas que alimentaron la reacción política. La diferencia es que un país serio no corrige abusos creando opacidad; los corrige con reglas claras, datos públicos, competencia, sanciones y trazabilidad.
La transición energética mexicana necesita una conversación más adulta: ni el Estado puede hacerlo todo, ni el mercado debe operar sin dirección pública. El punto fino está en construir un sistema donde la autoridad planee, pero no esconda; donde CFE participe, pero no bloquee; donde privados inviertan, pero no capturen; y donde la sociedad pueda ver quién ganó, por qué ganó, cuánto costará y cuándo entregará energía.
Si los 20 proyectos privados aprobados pasan de autorización a cierre financiero.
Si los 37 proyectos mixtos publican condiciones claras de contrato, ubicación, capacidad e inversión.
Si CFE cumple los calendarios de transmisión y subestaciones.
Si los proyectos incorporan almacenamiento real o solo promesas técnicas.
Si los estados anuncian inversiones con permisos verificables o solo intenciones políticas.
Si las empresas pequeñas quedan excluidas por costos regulatorios demasiado altos.
Si la información de interconexión se vuelve pública y comparable.
La prueba no será cuántos comunicados publique SENER. La prueba será cuántos megawatts entren en operación, a qué costo, con qué contratos y con qué impacto en confiabilidad.
Los proyectos solares y eólicos que sí avanzan en México cuentan una historia distinta a la propaganda de ambos lados. No confirman que el Gobierno haya abierto plenamente el mercado, pero tampoco confirman que las renovables estén muertas. Lo que muestran es un mercado administrado, más político, más concentrado y más exigente.
Las empresas que entiendan esa realidad podrán construir. Las que sigan pensando que basta con tener buen recurso renovable se van a estrellar contra la red, los permisos y la planeación.
México tiene sol, viento, demanda industrial y capital interesado. Lo que le falta es confianza institucional. Y esa confianza no se construye atacando empresarios desde el discurso ni pidiendo inversión privada en privado. Se construye publicando reglas, cumpliendo plazos, abriendo datos, explicando criterios y permitiendo que los mejores proyectos avancen sin depender de cercanía política.
El país sí puede tener grandes campos solares y eólicos. De hecho, algunos ya están avanzando. Pero la pregunta que definirá el sexenio energético no es si habrá renovables. La pregunta real es: ¿quién podrá construirlas, bajo qué condiciones y con cuánta transparencia?
Están avanzando tres grupos principales: proyectos públicos liderados por CFE como Puerto Peñasco, proyectos privados aprobados por SENER bajo la nueva planeación vinculante y proyectos mixtos entre privados y CFE. Los paquetes más relevantes suman 3,320 MW privados renovables aprobados en 2025 y 7,411 MW en proyectos mixtos reportados en 2026.
Entre las empresas mencionadas en los paquetes recientes están Cúbico Sustainable Investments, Thermion Energy, Eléctrica Aselco, Fisterra Energy, Oak Creek y Terralia. En la lista de proyectos privados aprobados también aparecen sociedades como Alten Energías Renovables México Once, CGS Solarmex I, Eólica Dzilam, Saturno Solar, Akuwa Solar, Zapoteca de Energía, EPM Eólica 24 y otras.
Porque ya no basta con tener sol, viento y financiamiento. Los proyectos deben coincidir con la planeación eléctrica, obtener permisos, resolver interconexión, incorporar almacenamiento cuando sea necesario, asegurar contratos y demostrar viabilidad técnica y financiera. La red eléctrica se volvió el filtro principal.
Está haciendo ambas cosas. Por un lado, impulsa proyectos renovables públicos, privados y mixtos. Por otro, mantiene un modelo de control estatal que puede retrasar o seleccionar proyectos con criterios poco transparentes. La clave es distinguir entre planeación necesaria y discrecionalidad administrativa.
CFE conserva un papel central. Puede desarrollar proyectos propios, comprar energía de privados, participar en esquemas mixtos, aportar terrenos o acompañar permisos. En la práctica, CFE se convierte en socio, comprador, filtro y competidor dentro del nuevo modelo eléctrico.
Porque la energía solar y eólica son variables. Las baterías ayudan a estabilizar el sistema, desplazar energía a horarios de mayor demanda y reducir riesgos de intermitencia. En el nuevo modelo, el almacenamiento deja de ser opcional para muchos proyectos grandes.
Sonora, Tamaulipas, Nuevo León, Yucatán, Oaxaca, Baja California Sur, Guanajuato, Querétaro y otras regiones industriales o con alto recurso renovable aparecen como zonas relevantes. Sin embargo, la oportunidad real depende de la red, no solo del recurso natural.
El principal riesgo es la falta de transparencia en permisos, interconexión, selección de proyectos y contratos mixtos. Si las reglas no son públicas y comparables, la inversión puede depender más de acceso político que de eficiencia técnica.
Puede acercarse si los proyectos anunciados se construyen realmente, si la transmisión avanza y si el almacenamiento se incorpora a tiempo. Pero las metas no se cumplen con comunicados: se cumplen con centrales operando, líneas construidas y energía limpia entregada a la red.
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