Hoy se retoman metas 27%–38.5%–~48% y la tesis de CAPEX privado 2025–2030 casi todo en renovables con BESS. Qué sí se puede conectar y dónde conviene BESS/curtailment.
Hoy se volvió a poner sobre la mesa el arco de metas oficiales para participación renovable: 27% en 2025, 38.5% en 2030 y ~48% hacia 2039. En paralelo, la narrativa que cobró fuerza en la cobertura nacional: el CAPEX privado 2025–2030 será casi todo renovable (solar/eólica) con BESS. La pregunta práctica no es si habrá proyectos, sino dónde y cómo entran a red en un sistema con cuellos de 115/230/400 kV que siguen marcando la cancha.
La comunicación de hoy entiende “participación renovable” como porción de la generación que proviene de tecnologías renovables dentro de la canasta de “energía limpia”. El énfasis: 2025 cierra con 27%, 2030 sube a 38.5% y, hacia 2039, México rozaría la mitad de la generación con renovables. De fondo, el Estado retiene la prevalencia de 54% en generación en el horizonte de planeación, con expansión pública y concursos de transmisión en curso (cronogramas detallados: no detallado hoy).
Sobre inversión, el trazo que se repitió hoy en medios especializados fue nítido: ≈96% del CAPEX privado 2025–2030 se orienta a solar y eólica, con almacenamiento en baterías (BESS) como pieza complementaria para desplazar congestión y mejorar factor de planta efectivo. Montos, MW específicos por tecnología, mezcla MXN/US$ y lista de nodos: no detallado hoy.
¿Qué proyectos empuja esta ola? Utility-scale solar y eólica con BESS acoplado (co-ubicado o stand-alone cercano) y híbridos capaces de recortar vertimiento en horas pico de congestión regional. Donde el BESS no alcance por sí solo, la alternativa será curtailment contractual acotado o esperar refuerzos de red (obra mayor). Listas de proyectos por subestación o corredor: no detallado hoy.
La frontera no está en los paneles o aerogeneradores, sino en la interconexión: transformadores saturados, líneas que no admiten más inyección en horas críticas y nodos 115/230/400 kV que condicionan COD y PPA. Cuando la red no acompaña, los contratos trasladan riesgo de desconexión/vertimiento al generador… a menos que el BESS amortigüe o se amarre una ventana horaria de despacho en el PPA (ventanas y precios por corredor: no detallado hoy).
Matriz simple de decisión 2026–2028 (por corredor)
Noreste → BESS / Curtailment / Esperar obra: no detallado hoy
Bajío → BESS / Curtailment / Esperar obra: no detallado hoy
Occidente → BESS / Curtailment / Esperar obra: no detallado hoy
PPAs corporativos. Tienen sentido donde la energización sea viable en el periodo contractual y el riesgo de recorte esté cubierto (mediante BESS, cláusulas de redispatch o escalones de precio). Ventanas de precio/energización por corredor: no detallado hoy.
Lo accionable hoy para desarrolladores y offtakers.
Due diligence de red por subestación (capacidad firme, tasa de indisponibilidad y probabilidad de despacho en horas de precio).
Híbridos con BESS dimensionados a la curva local (no genérica) y estrategia de revenue-stacking.
PPAs con buffers: bandas de energía, carve-outs por vertimiento y métricas de disponibilidad de red.
Calendario de obra y prioridad de interconexión: si no hay fecha vinculante, asume riesgo de COD y estructura garantías en consecuencia.
Plan de faseado: MW en tramos, para capturar ventana de conexión disponible y crecer con refuerzos.
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