Ranking y análisis de las empresas que dominan la energía solar y eólica en México: Enel, SPIC-Zuma, Cox, Acciona, EDF, Cubico, Atlas y MIP.
En una extensión semidesértica de Viesca, Coahuila, más de dos millones de paneles solares ocupan un terreno que parece perderse en el horizonte. El complejo Villanueva comenzó a operar como una de las mayores plantas fotovoltaicas de América y se convirtió en la evidencia más visible de una etapa en la que México había logrado atraer capital, tecnología y financiamiento internacional a precios eléctricos que pocos años antes parecían imposibles. Para Enel Green Power, la empresa que desarrolló el proyecto, Villanueva no fue únicamente una central de 754 megawatts: fue la pieza que confirmó que México podía transformarse en uno de los mercados renovables más competitivos del continente.
A más de mil kilómetros de distancia, en Reynosa, Tamaulipas, otro proyecto contaba una historia parecida desde la fuerza del viento. El parque eólico Reynosa, desarrollado por Zuma Energía y construido por Acciona, movilizó alrededor de 600 millones de dólares para instalar 424 megawatts. Cuando entró en operación, fue presentado como el parque eólico más grande del país y como una prueba de que las subastas eléctricas podían convertir una política pública en infraestructura real, empleo, contratos industriales y electricidad de largo plazo.
Sin embargo, el crecimiento no continuó con el mismo ritmo. Las subastas de largo plazo fueron canceladas, los permisos de generación se ralentizaron, las solicitudes de interconexión se acumularon y la expansión de las redes no siguió la velocidad de la inversión privada. Durante el gobierno de Andrés Manuel López Obrador, las empresas renovables pasaron de competir por construir nuevos activos a defender permisos, contratos y centrales que ya estaban operando. México no expulsó formalmente a todos los inversionistas, pero convirtió la incertidumbre regulatoria en una barrera capaz de elevar costos, retrasar decisiones y desplazar capital hacia otros mercados.
El resultado es una paradoja que explica quién manda hoy en la energía solar y eólica mexicana. Las empresas privadas construyeron buena parte de los activos renovables de mayor escala que operan en el país, pero el Estado recuperó la capacidad de decidir cuánto pueden crecer, dónde pueden conectarse y bajo qué modalidad pueden participar. El poder, por tanto, ya no pertenece exclusivamente a quien posee más megawatts. También depende de quién tiene contratos sólidos, capacidad financiera para esperar, acceso a clientes industriales, experiencia regulatoria y suficiente respaldo global para resistir cambios políticos.
A junio de 2026, el mercado renovable mexicano no está muerto. Está concentrado, financieramente reconfigurado y mucho más selectivo. Enel conserva la mayor plataforma privada declarada de generación limpia. SPIC-Zuma convirtió capital chino en una de las carteras solares y eólicas más importantes del país. Los activos renovables que Iberdrola decidió vender abrieron la puerta a Cox, una empresa que está apostando miles de millones de dólares para convertir a México en su principal plataforma de crecimiento. Acciona ha empezado a rotar activos hacia inversionistas de infraestructura. Atlas Renewable Energy demostró que todavía es posible construir relaciones de largo plazo con CFE y clientes corporativos. Cubico continúa ampliando un portafolio respaldado por fondos de pensiones internacionales.
Mientras tanto, el gobierno que durante años cuestionó la participación privada ahora reconoce que necesita entre 6,400 y 9,550 megawatts adicionales de inversión privada para cumplir sus metas eléctricas hacia 2030. No se trata de una concesión ideológica. Es una necesidad física: CFE no puede financiar, construir y conectar por sí sola toda la capacidad que demandarán la industria, los centros de datos, el nearshoring, la electromovilidad y el crecimiento urbano.
Este ranking no reproduce una lista corporativa ni ordena empresas exclusivamente por megawatts. Las cifras públicas no siempre son directamente comparables: algunas compañías reportan capacidad bruta, otras capacidad neta; unas contabilizan activos administrados y otras únicamente participaciones propias; además, varias carteras se encuentran en procesos de compraventa que pueden cambiar de propietario sin que cambie físicamente un solo panel o aerogenerador.
Para identificar quién manda realmente en solar y eólica en México se consideraron cinco dimensiones:
| Posición | Empresa o plataforma | Capacidad renovable conocida o asociada | Activos y fortalezas principales | Lectura estratégica |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Enel Green Power México | 2.98 GW totales en renovables | Villanueva, Don José, Amistad y una cartera de 19 plantas | Mayor plataforma privada declarada y diversificada |
| 2 | SPIC-Zuma Energía | 1.33 GW | 856 MW solares y 474 MW eólicos en cinco estados | Capital chino, escala nacional y adquisiciones oportunistas |
| 3 | Plataforma de Iberdrola adquirida por Cox | 1.232 GW renovables dentro de una cartera total de 2.6 GW | Seis parques eólicos, tres solares y un pipeline renovable relevante | El cambio de propietario más importante del mercado reciente |
| 4 | Acciona Energía | Alrededor de 1.1 GW antes de la rotación anunciada de activos | Oaxaca, Tamaulipas y Puerto Libertad en Sonora | Desarrollador histórico que ahora monetiza parte de su cartera |
| 5 | EDF power solutions México | Cartera eólica y solar de escala relevante | Oaxaca, Sonora y operación de largo plazo | Experiencia técnica fuerte, afectada por el caso Gunaa Sicarú |
| 6 | Cubico Sustainable Investments | Al menos 600 MW operativos reportados y nueva cartera en desarrollo | Proyectos solares, eólicos e híbridos en varios estados | Capital paciente de fondos de pensiones |
| 7 | Atlas Renewable Energy | Al menos 429 MW solares plenamente identificados | La Pimienta en Campeche y Guajiro en Hidalgo | Contratos sólidos, financiamiento estructurado y relación con CFE |
| 8 | Mexico Infrastructure Partners | 321 MW eólicos en adquisición, además de exposición energética indirecta | El Cortijo y Santa Cruz en Tamaulipas | La entrada del capital financiero mexicano a activos renovables maduros |
El orden no pretende afirmar que una empresa domina por completo el mercado. Expone algo más útil: qué plataformas tienen hoy la combinación más fuerte de activos, capital, contratos y capacidad para aprovechar la próxima apertura controlada de proyectos renovables.
Enel Green Power ocupa la primera posición porque logró construir una plataforma renovable difícil de replicar bajo las condiciones regulatorias actuales. La compañía declara 19 plantas y 2.98 gigawatts de capacidad total en México, distribuidos entre tecnologías solar, eólica e hidroeléctrica. Esa escala no nació de una sola operación financiera, sino de una estrategia ejecutada durante el periodo en que las subastas eléctricas ofrecieron contratos de largo plazo y certidumbre suficiente para movilizar capital internacional.
Villanueva, en Coahuila, representa el tamaño de esa apuesta. Con una capacidad inicial cercana a 754 megawatts, se convirtió en el proyecto fotovoltaico más emblemático de México. A este activo se sumaron Don José, en Guanajuato, con alrededor de 260 megawatts después de su ampliación; Magdalena II, en Tlaxcala, que incorporó módulos bifaciales y seguidores solares; y una cartera eólica en estados como Coahuila, donde el complejo Amistad inició con una inversión aproximada de 300 millones de dólares para su primera etapa de 200 megawatts.
Lo que Enel hizo bien fue actuar cuando el marco regulatorio permitía convertir precios competitivos en contratos financiables. La empresa no esperó a que la transición energética se convirtiera en consenso político. Compró terrenos, aseguró interconexiones, estructuró financiamiento, contrató proveedores y levantó centrales antes de que la política federal modificara las señales del mercado.
Esa anticipación le dio una ventaja que hoy vale más que los propios paneles. Un proyecto renovable no comienza cuando llegan los módulos solares; comienza años antes, con estudios de recurso, derechos sobre la tierra, evaluación ambiental, permisos, análisis de red y contratos. Quien ya tiene activos conectados posee una barrera de entrada que se vuelve más valiosa cuando obtener una nueva interconexión es lento o incierto.
Enel también entendió que el mercado mexicano no termina en CFE. La demanda corporativa de electricidad limpia está creciendo entre fabricantes, exportadores, centros logísticos y empresas que deben reducir emisiones en su cadena de suministro. Para una plataforma de casi 3 gigawatts, cada nueva obligación climática de una multinacional puede convertirse en una oportunidad comercial.
Su riesgo no es la falta de activos, sino la incapacidad del sistema para absorber una expansión acelerada. Sin nuevas líneas de transmisión, almacenamiento y reglas claras para comercialización, incluso el operador más grande puede quedar limitado por congestiones regionales o por decisiones de planeación vinculante.
La segunda posición corresponde a SPIC-Zuma Energía, una plataforma que muestra cómo cambió la propiedad del mercado sin que la infraestructura dejara de operar. Zuma nació como desarrollador mexicano respaldado por capital internacional y ganó notoriedad en las subastas eléctricas. Su proyecto más visible fue el parque eólico Reynosa, de 424 megawatts, construido en Tamaulipas con financiamiento aproximado de 600 millones de dólares.
En 2020, State Power Investment Corporation, uno de los mayores grupos eléctricos de China, adquirió Zuma. La operación ocurrió en un momento decisivo: mientras diversas empresas occidentales reducían expectativas de crecimiento en México, SPIC utilizó su capacidad financiera para comprar una plataforma que ya tenía activos, personal, contratos y conocimiento regulatorio.
La empresa declara actualmente 1.33 gigawatts de capacidad instalada en México: seis plantas solares que suman 856 megawatts y dos parques eólicos con 474 megawatts, distribuidos en Sonora, Chihuahua, Tamaulipas, Oaxaca y Jalisco. La adquisición posterior de tres parques solares en Chihuahua añadió 216 megawatts y reforzó una estrategia basada menos en esperar permisos para empezar desde cero y más en comprar activos ya desarrollados.
Ese movimiento revela una transformación poco discutida. Durante años, el debate político presentó la participación privada como una confrontación entre el Estado mexicano y empresas españolas o estadounidenses. Sin embargo, parte de los activos que se construyeron con la apertura terminaron bajo el control de una corporación estatal china. El gobierno mexicano restringió el crecimiento de ciertos inversionistas privados occidentales, pero no evitó que capital extranjero continuara capturando valor mediante adquisiciones.
SPIC-Zuma tiene una ventaja adicional: su matriz global posee experiencia en solar, eólica, almacenamiento, nuclear, hidrógeno y manufactura de componentes. Si México abre nuevas convocatorias bajo el modelo de planeación vinculante, la empresa puede combinar activos locales con financiamiento y tecnología provenientes de una cadena industrial china que hoy domina buena parte de la fabricación fotovoltaica mundial.
La pregunta estratégica es si esa capacidad se traducirá en nuevas inversiones o si la empresa preferirá extraer valor de los activos existentes mientras el marco regulatorio sigue siendo restrictivo. En ambos escenarios, su posición actual ya la convierte en uno de los actores privados más difíciles de desplazar.
Durante años, Iberdrola fue el símbolo favorito del discurso gubernamental contra las empresas privadas de electricidad. El grupo español fue acusado de beneficiarse de un modelo que, según el gobierno de López Obrador, debilitaba a CFE. La confrontación terminó produciendo una de las mayores reconfiguraciones corporativas del sector: Iberdrola vendió primero una cartera importante de plantas, principalmente de gas, al vehículo Mexico Infrastructure Partners respaldado por el Fondo Nacional de Infraestructura, y después acordó transferir el resto de su negocio mexicano a Cox.
La operación con Cox fue valuada en aproximadamente 4,200 millones de dólares, incluida deuda. El paquete comprende 15 plantas con 2.6 gigawatts de capacidad total, entre ellas seis parques eólicos y tres solares. Dentro del portafolio, alrededor de 1,232 megawatts corresponden a activos eólicos y fotovoltaicos. También se reportó una cartera de proyectos renovables en distintas etapas de desarrollo considerablemente mayor que la capacidad en operación.
La historia importa porque desmiente una interpretación simplista. Iberdrola redujo su exposición después de años de enfrentamiento político, pero sus centrales no desaparecieron ni fueron desmanteladas. Los activos simplemente cambiaron de propietario. El capital, los contratos, la infraestructura y los puntos de interconexión conservaron valor suficiente para atraer a otro comprador dispuesto a financiar una transacción de miles de millones de dólares.
Cox no llegó a México para administrar una salida ordenada. Su intención declarada es convertir la adquisición en una plataforma de expansión. Para una empresa de menor tamaño que Iberdrola, la compra representa una apuesta agresiva: absorber una cartera que puede multiplicar sus ingresos y su capacidad operativa, pero que también la expone a deuda, regulación y necesidades de inversión considerables.
Lo que el gobierno hizo mal fue confundir la crítica legítima a determinados contratos o estructuras de mercado con una estrategia de hostilidad general hacia el capital privado. La presión política pudo forzar la salida de una empresa, pero no resolvió la necesidad de inversión. Al final, otro grupo privado compró los activos y el sistema mexicano continuó dependiendo de ellos.
Para Cox, la oportunidad consiste en relacionarse con el nuevo gobierno desde una posición distinta: no como la empresa que simbolizó la reforma de 2013, sino como un nuevo inversionista dispuesto a operar dentro del modelo de planeación estatal. Si consigue refinanciar la adquisición, mantener contratos y desarrollar parte del pipeline, podría ascender rápidamente en el ranking renovable mexicano.
Acciona es una de las empresas que mejor permiten entender el ciclo completo de inversión renovable. Llegó a México cuando el mercado eólico de Oaxaca comenzaba a consolidarse, desarrolló proyectos, construyó infraestructura para terceros y posteriormente se expandió hacia Tamaulipas y Sonora.
En Puerto Libertad, Sonora, Acciona y Tuto Energy desarrollaron un complejo fotovoltaico de aproximadamente 405 megawatts pico, con 317.5 megawatts de capacidad nominal. El proyecto no dependió de un único comprador: combinó energía contratada en subasta con suministro para clientes privados, mostrando que una planta podía estructurar ingresos desde distintas fuentes.
En Tamaulipas, la empresa desarrolló El Cortijo y Santa Cruz, dos parques eólicos que suman 321 megawatts. A finales de 2025, Acciona anunció un acuerdo para vender estos activos a Mexico Infrastructure Partners dentro de una operación internacional por alrededor de 1,000 millones de dólares, que también incluía una participación en centrales fotovoltaicas de Estados Unidos.
La venta no debe interpretarse automáticamente como abandono de México. La rotación de activos es parte habitual del negocio renovable: un desarrollador asume los riesgos iniciales, construye, lleva la central a operación y, cuando el flujo de ingresos es predecible, vende a un fondo de infraestructura que busca rendimientos estables de largo plazo. Con el capital liberado, el desarrollador puede reducir deuda o financiar nuevos proyectos en mercados con mejores condiciones.
No obstante, la operación sí envía una señal. México construyó activos atractivos, pero no ha ofrecido durante los últimos años un pipeline suficientemente claro para asegurar que las compañías reinviertan en el país el dinero obtenido por las ventas. Sin convocatorias previsibles, redes disponibles y permisos oportunos, el capital recuperado puede terminar financiando centrales en otras economías.
Acciona permanece entre los líderes porque conserva experiencia, presencia y activos importantes. Pero el futuro de su posición dependerá de si México logra transformar el nuevo esquema de inversión privada en proyectos ejecutables y no únicamente en anuncios.
EDF lleva más de dos décadas desarrollando proyectos de energía limpia en México. Su presencia incluye activos eólicos en Oaxaca y una planta solar de aproximadamente 120 megawatts pico en Sonora. Sin embargo, su historia reciente quedó marcada por Gunaa Sicarú, un parque eólico de alrededor de 252 megawatts proyectado en Unión Hidalgo y La Ventosa, Oaxaca.
El proyecto había comenzado a desarrollarse desde 2011, pero enfrentó oposición comunitaria, litigios y cuestionamientos sobre consulta indígena, derechos territoriales y riesgos para defensores locales. En 2022 se cancelaron contratos asociados al suministro e interconexión, y en enero de 2026 EDF confirmó que dejaría definitivamente de desarrollar el proyecto después de más de una década de esfuerzos.
Gunaa Sicarú no puede reducirse a la narrativa cómoda de que el gobierno destruyó una inversión privada ni a la afirmación contraria de que toda oposición fue producto de intereses políticos. El caso expone una falla más profunda: un proyecto técnicamente atractivo puede volverse inviable cuando la relación con las comunidades se construye tarde, de forma deficiente o bajo un entorno de desconfianza y conflicto.
Aquí existe una responsabilidad compartida. La empresa debía asegurar procesos de debida diligencia y participación social robustos. El Estado debía garantizar una consulta legítima, seguridad para las partes, certidumbre contractual y coordinación entre autoridades. Cuando esas condiciones fallan, el costo no solo recae en el desarrollador. También se pierden inversión, empleos, renta de tierras, infraestructura local y energía que el sistema necesitará después.
EDF continúa siendo un actor relevante por su experiencia y activos operativos, pero Gunaa Sicarú demuestra que en el mercado renovable mexicano el permiso social puede ser tan importante como el permiso administrativo.
Cubico Sustainable Investments tiene un perfil menos mediático que Enel o Iberdrola, pero su modelo es especialmente importante para comprender quién financia las renovables. La empresa está respaldada por Ontario Teachers’ Pension Plan y PSP Investments, dos grandes inversionistas institucionales canadienses que administran ahorro de largo plazo.
Cubico reportó haber alcanzado alrededor de 600 megawatts de proyectos solares y eólicos en operación en México y en 2024 anunció adquisiciones para ampliar su cartera de desarrollo con al menos 12 proyectos solares e híbridos en siete estados. Su lógica no es necesariamente construir el activo más grande o ganar notoriedad pública. Busca proyectos capaces de producir flujos estables durante décadas.
Este tipo de capital es indispensable para el sector. Los parques solares y eólicos requieren grandes desembolsos iniciales, pero operan con costos variables relativamente bajos. Los fondos de pensiones pueden aceptar horizontes largos siempre que existan contratos, reglas confiables y riesgos administrables.
La paradoja mexicana es que el país necesita precisamente ese capital paciente, pero durante años elevó el riesgo regulatorio que encarece su participación. Cada incertidumbre sobre despacho, permisos, interconexión o cambios contractuales incrementa la rentabilidad exigida por los inversionistas. El costo termina reflejándose en menos proyectos, financiamiento más caro o preferencia por otros países.
Cubico sigue presente porque sus activos operativos conservan valor y porque la demanda estructural de energía limpia no ha desaparecido. Su expansión futura será una prueba relevante de la confianza que pueda generar el nuevo modelo eléctrico.
Atlas Renewable Energy construyó en Campeche uno de los casos más claros de cooperación entre capital privado y necesidad pública. La planta solar La Pimienta tiene 300 megawatts y suministra electricidad a CFE mediante un contrato de 15 años. Su ubicación es estratégica: la península de Yucatán ha enfrentado históricamente limitaciones de generación, congestión y dependencia del gas natural.
La empresa también opera Guajiro, una planta de aproximadamente 129 megawatts pico en Hidalgo, financiada con participación de Bancomext. La inversión superó los 118 millones de dólares, de los cuales 88.5 millones provinieron de financiamiento de largo plazo del banco mexicano de desarrollo.
Estos proyectos contradicen la idea de que toda inversión privada renovable debilita al Estado. En La Pimienta, un desarrollador privado financió, construyó y opera infraestructura que entrega energía a CFE. En Guajiro, una institución pública mexicana contribuyó a financiar un activo privado porque el proyecto podía generar electricidad, actividad económica y beneficios ambientales.
Atlas no encabeza el ranking por volumen, pero sí representa uno de los modelos que México podría multiplicar: contratos de largo plazo, riesgo distribuido, financiamiento estructurado y proyectos ubicados donde la red realmente necesita capacidad.
Mexico Infrastructure Partners aparece en la octava posición no porque haya sido históricamente uno de los mayores desarrolladores solares o eólicos, sino porque se está convirtiendo en propietario de infraestructura energética mediante adquisiciones.
La compra anunciada de El Cortijo y Santa Cruz a Acciona añadiría 321 megawatts eólicos a su exposición. Además, MIP administra el vehículo que participó en la adquisición de centrales vendidas por Iberdrola al Estado mexicano, aunque la mayor parte de esa primera operación correspondió a generación a gas.
Su ascenso revela la maduración del mercado. Los activos renovables dejaron de ser únicamente proyectos tecnológicos y se convirtieron en instrumentos financieros con ingresos de largo plazo. Esto permite que desarrolladores originales vendan, que fondos institucionales compren y que nuevos capitales entren sin comenzar desde la etapa de permisos.
El riesgo es que México termine con un mercado de activos maduros que cambian de dueño, pero con pocas centrales nuevas entrando en construcción. La compraventa genera liquidez y modifica el control corporativo, pero no añade por sí misma un solo megawatt al sistema.
La geografía explica buena parte del ranking. México posee recursos renovables extraordinarios, pero estos no están distribuidos de forma uniforme ni siempre coinciden con las zonas de mayor demanda.
| Región o estado | Tecnología dominante | Proyectos y empresas representativas | Ventaja | Principal limitación |
|---|---|---|---|---|
| Coahuila | Solar y eólica | Villanueva y Amistad de Enel | Irradiación, disponibilidad de tierra y cercanía industrial | Capacidad de transmisión y congestión futura |
| Sonora | Solar | Puerto Libertad, proyectos de Zuma y Bluemex | Uno de los mejores recursos solares del país | Distancia de grandes centros de carga e infraestructura de red |
| Tamaulipas | Eólica | Reynosa, El Cortijo y Santa Cruz | Viento, industria y conexión con noreste | Necesidad de refuerzo y certidumbre para nuevas conexiones |
| Oaxaca | Eólica | EDF, Acciona, Enel y otros operadores | Recurso eólico excepcional del Istmo | Conflictos territoriales, consulta social y transmisión |
| Chihuahua | Solar | Plantas adquiridas por SPIC-Zuma | Territorio, irradiación y demanda industrial | Capacidad de evacuación y permisos |
| Guanajuato | Solar | Don José de Enel | Cercanía con el corredor manufacturero | Saturación regional y crecimiento de demanda |
| Campeche y península de Yucatán | Solar | La Pimienta de Atlas | Necesidad urgente de nueva generación regional | Red peninsular vulnerable y dependencia de gas |
| Hidalgo y centro del país | Solar | Guajiro de Atlas | Cercanía con demanda y red central | Menor disponibilidad de grandes extensiones y complejidad territorial |
Los estados pueden facilitar suelo, trámites locales, capacitación y coordinación con comunidades, pero no controlan los principales permisos eléctricos ni la red nacional. Por ello, incluso los gobiernos estatales más interesados en atraer renovables chocan con decisiones federales de planeación, transmisión e interconexión.
Las compañías que encabezan el ranking no tuvieron éxito únicamente por disponer de capital. Convirtieron recursos naturales en activos financiables mediante contratos, ingeniería, gestión territorial, proveedores, deuda y capacidad operativa. Entre 2016 y 2019, las subastas de largo plazo demostraron que la competencia podía atraer precios bajos y proyectos de gran escala. Las empresas asumieron riesgos de construcción y entregaron centrales que siguen produciendo electricidad años después.
El gobierno tenía razones legítimas para revisar un modelo eléctrico con deficiencias. La transmisión quedó rezagada; algunos contratos generaron controversia; la consulta social fue insuficiente en determinados proyectos; y la expansión renovable no siempre estuvo acompañada de generación firme o almacenamiento. Sin embargo, en lugar de corregir esas fallas con mejor regulación, más red y mecanismos de confiabilidad, la política pública convirtió al inversionista privado en adversario político.
La cancelación de las subastas eliminó un mecanismo que permitía conocer demanda, competir por contratos y obtener financiamiento. La ralentización de permisos no detuvo la necesidad eléctrica; únicamente impidió que nuevos proyectos llegaran oportunamente. La preferencia por CFE tampoco resolvió la insuficiencia de transmisión. El país perdió tiempo mientras la demanda continuaba creciendo.
No existe una cifra oficial única que permita calcular cuántos dólares dejaron de invertirse exclusivamente por decisiones políticas, porque un proyecto puede detenerse por múltiples causas: red, tierra, financiamiento, permisos, oposición social o estrategia corporativa. Aun así, los casos conocidos permiten dimensionar el costo de oportunidad.
| Caso | Capacidad o valor involucrado | Qué ocurrió | Lectura de mercado |
|---|---|---|---|
| Gunaa Sicarú, EDF | Aproximadamente 252 MW | Desarrollo abandonado tras contratos cancelados, litigios y conflicto social | Pérdida de capacidad potencial por fallas regulatorias y sociales acumuladas |
| Cartera mexicana de Iberdrola vendida a Cox | US$4,200 millones; 2.6 GW totales | Iberdrola decidió salir y Cox compró la plataforma | La presión política cambió al propietario, no eliminó la dependencia privada |
| Activos eólicos de Acciona vendidos a MIP | 321 MW dentro de una operación internacional de US$1,000 millones | Rotación de activos maduros | El capital financiero compra lo construido mientras falta claridad para nuevos proyectos |
| Inversión privada requerida por el plan federal | Entre US$6,000 y US$9,000 millones estimados | El gobierno vuelve a convocar capital privado para 6.4–9.55 GW | Reconocimiento de que CFE no puede cubrir sola la expansión |
| Proyecto eólico Reynosa | 424 MW y cerca de US$600 millones | Construido bajo el marco de subastas y adquirido posteriormente por SPIC | Ejemplo de infraestructura que surgió con competencia y terminó bajo capital estatal chino |
| Guajiro Solar | 129 MWp y más de US$118 millones | Financiado con apoyo de Bancomext | Evidencia de que banca pública y desarrolladores privados pueden complementarse |
La crítica más importante no consiste en afirmar que toda empresa actuó correctamente. Algunas cometieron errores en relaciones comunitarias, transparencia o gestión de impactos. El punto es que México sustituyó durante varios años la evaluación caso por caso por una desconfianza general hacia la inversión privada, aun cuando el propio Estado siguió necesitando la electricidad, tecnología y financiamiento que esas empresas podían aportar.
La administración de Claudia Sheinbaum heredó un sistema con demanda creciente, redes insuficientes y una meta política de mantener a CFE como actor dominante. El nuevo marco permite participación privada, pero dentro de una planeación vinculante y con un límite estructural que reserva al Estado al menos 54% de la generación.
El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico contempla más de 22,000 millones de dólares para proyectos de CFE y reconoce alrededor de 6,400 megawatts de nueva generación privada; otras estimaciones oficiales y análisis del nuevo esquema amplían el potencial privado hasta aproximadamente 9,550 megawatts, principalmente renovables.
Esta apertura controlada puede corregir parte del estancamiento, pero presenta tres riesgos. Primero, que las autorizaciones dependan excesivamente de decisiones administrativas sin procesos suficientemente transparentes. Segundo, que se aprueben centrales sin construir oportunamente la transmisión necesaria. Tercero, que el límite político de participación sustituya criterios técnicos sobre costo, confiabilidad y ubicación.
Las empresas del ranking parten con ventaja. Ya conocen el mercado, poseen equipos locales, tienen activos conectados y pueden demostrar experiencia operativa. Los nuevos participantes deberán competir no solo por proyectos, sino por espacio en la red y reconocimiento dentro de la planeación gubernamental.
La respuesta a la pregunta del título requiere separar dos tipos de poder.
Enel manda por capacidad operativa privada. Su cartera de 2.98 gigawatts le da escala, diversificación y presencia comercial.
SPIC-Zuma manda por respaldo financiero y expansión mediante adquisiciones. Su plataforma de 1.33 gigawatts demuestra que el capital chino encontró una vía de entrada mientras otros inversionistas reducían exposición.
Cox puede convertirse en el gran reorganizador del mercado al absorber los activos restantes de Iberdrola y apostar por desarrollar una cartera que otros consideraron demasiado expuesta a riesgo político.
Acciona, EDF, Cubico y Atlas conservan capacidades técnicas, contratos y activos que México no puede sustituir rápidamente. Algunas construirán, otras venderán y otras esperarán mejores condiciones.
Pero por encima de todas ellas, el gobierno federal manda sobre el ritmo del mercado, porque controla la planeación, la autorización de proyectos, la expansión de transmisión y el papel de CFE como comprador, socio o competidor. Esa posición otorga poder, pero también responsabilidad. Cada proyecto que se retrasa sin justificación técnica aumenta el riesgo de déficit, eleva costos y reduce competitividad industrial.
La siguiente etapa del mercado no será una repetición de 2016. Los proyectos que consigan avanzar deberán integrar almacenamiento, gestión de demanda, pronósticos, esquemas híbridos y contratos capaces de ofrecer energía con mayor firmeza.
Las empresas mejor posicionadas serán aquellas que puedan:
En este punto, el artículo se conecta con la segunda entrega de la serie: los integradores de software y control energético serán indispensables para que la nueva capacidad renovable opere con precisión. Un parque solar ya no compite únicamente por radiación o precio de los módulos; compite por pronosticar su producción, coordinar almacenamiento, responder a señales de la red y entregar información en tiempo real.
El debate energético fue presentado durante años como una elección binaria: fortalecer a CFE o permitir que las empresas privadas crecieran. Esa oposición es falsa. CFE necesita infraestructura propia, finanzas sanas y capacidad de planeación, pero también necesita que inversionistas privados asuman parte del costo y del riesgo de construir nueva generación.
Las plantas analizadas en este ranking muestran que los empresarios no llegaron únicamente a extraer valor. Construyeron activos que siguen suministrando energía, movilizaron miles de millones de dólares, crearon cadenas de proveedores, pagaron rentas por terrenos e introdujeron tecnologías que el país necesitaba. También cometieron errores y deben ser fiscalizados, especialmente en materia social y ambiental. Pero convertirlos en enemigos permanentes terminó debilitando la capacidad de México para atraer inversión en el momento en que más electricidad requería.
La pregunta decisiva no es si Enel, SPIC-Zuma, Cox, Acciona o Atlas deben sustituir a CFE. La pregunta es si México puede diseñar un mercado donde el capital privado construya bajo reglas claras, CFE conserve una posición sólida, las comunidades reciban beneficios verificables y la red crezca antes de convertirse en el principal obstáculo.
Villanueva sigue generando electricidad en Coahuila. Reynosa continúa aprovechando el viento de Tamaulipas. La Pimienta entrega energía para atender la demanda de la península de Yucatán. Guajiro demuestra que la banca de desarrollo mexicana puede financiar infraestructura privada. Los parques de Iberdrola cambiaron de comprador, pero continúan siendo necesarios. Los activos de Acciona pueden cambiar de fondo propietario, pero sus aerogeneradores seguirán conectados al sistema.
Esa permanencia es la conclusión más incómoda para quienes intentaron reducir el debate a empresas buenas o empresas malas. La infraestructura renovable sobrevivió al discurso político porque responde a una necesidad económica y eléctrica real.
México necesita más generación, pero también requiere transmisión, almacenamiento, reglas previsibles y confianza. Las empresas que hoy mandan en solar y eólica no son necesariamente las que reciben mayor reconocimiento público. Son las que lograron construir antes del cierre regulatorio, conservar activos durante la incertidumbre y reorganizar capital cuando el crecimiento se volvió difícil.
El gobierno conserva la llave de la siguiente etapa. Puede utilizarla para seleccionar proyectos con criterios técnicos, fortalecer a CFE y atraer inversión complementaria. O puede repetir el error de confundir control estatal con inmovilidad.
Las empresas ya demostraron que pueden construir. Ahora corresponde al Estado demostrar que puede regular sin paralizar.
Enel Green Power declara 2.98 gigawatts de capacidad renovable total en México, distribuidos entre 19 plantas solares, eólicas e hidroeléctricas. Por escala operativa reportada, diversificación tecnológica y presencia territorial, ocupa la primera posición del ranking.
SPIC-Zuma informa una capacidad instalada de aproximadamente 1.33 gigawatts, integrada por 856 megawatts solares y 474 megawatts eólicos en seis plantas solares y dos parques eólicos distribuidos en cinco estados.
Iberdrola decidió vender sus activos mexicanos. Después de una primera operación concentrada principalmente en plantas de gas, acordó vender a Cox una cartera de 15 centrales con 2.6 gigawatts totales, incluidos aproximadamente 1,232 megawatts eólicos y solares. Los activos continúan operando; lo que cambió fue su propietario.
Entre los factores principales se encuentran la cancelación de las subastas de largo plazo, retrasos en permisos, incertidumbre regulatoria, limitaciones de transmisión, procesos de interconexión y conflictos sociales o territoriales en determinados proyectos. No todos los proyectos se detuvieron por la misma causa.
El nuevo plan eléctrico contempla al menos 6,400 megawatts de generación privada adicional. Otras estimaciones asociadas a la estrategia ubican el potencial entre 6,400 y 9,550 megawatts, con inversiones aproximadas de entre 6,000 y 9,000 millones de dólares.
Villanueva, desarrollado por Enel Green Power en Coahuila, es uno de los proyectos fotovoltaicos más grandes y emblemáticos del país. Comenzó con aproximadamente 754 megawatts y fue una de las primeras grandes centrales derivadas de las subastas eléctricas.
El parque eólico Reynosa, operado por la plataforma SPIC-Zuma en Tamaulipas, tiene 424 megawatts y fue presentado al entrar en operación como el mayor parque eólico del país.
Gunaa Sicarú era un proyecto de aproximadamente 252 megawatts promovido por EDF en Oaxaca. Enfrentó litigios, oposición comunitaria, cuestionamientos sobre consulta indígena y cancelación de contratos asociados. EDF anunció en enero de 2026 que cesaría definitivamente su desarrollo.
No necesariamente. Existen distintos modelos. Algunas compiten en el mercado; otras venden electricidad a grandes consumidores; y proyectos como La Pimienta, de Atlas Renewable Energy, suministran energía directamente a CFE mediante contratos de largo plazo. El efecto depende del diseño contractual, la regulación y la ubicación de la central.
Coahuila, Sonora, Chihuahua, Guanajuato y Campeche destacan en energía solar. Tamaulipas y Oaxaca concentran grandes proyectos eólicos. La inversión también se ha extendido a Jalisco, Hidalgo, Tlaxcala y otras entidades, aunque la capacidad de transmisión condiciona el crecimiento.
El almacenamiento con baterías será determinante, junto con proyectos híbridos, sistemas avanzados de pronóstico, gestión de demanda y software para coordinar generación variable con las necesidades de la red eléctrica.
https://airegulasolutions.com/Post/empresas-dominan-nueva-energia-mexico-ranking-mercado/30219
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