Proyectos Estratégicos de la CFE: hoja de ruta 2025-2030 para capacidad firme, renovables y redes robustas. México está entrando a un ciclo de expansión eléctrica que combina nueva capacidad firme, aceleración renovable y modernización de redes críticas.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha puesto en marcha y proyecta concluir, entre 2025 y 2030, un portafolio de obras que busca resolver cuellos de botella en transmisión y distribución, asegurar potencia para picos estacionales, y habilitar parques renovables a gran escala. En la comunicación pública de julio de 2025 se habló de 64 obras en marcha y 73 iniciativas programadas al 2030, una métrica útil para el debate, aunque detrás existen cientos de frentes de obra y decisiones técnico-financieras finas que interesan directamente a tomadores de decisión e ingenierías proveedoras.
En paralelo, el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 (en adelante “el Plan”) fija metas cuantitativas: incorporación pública de 22,674 MW (con total 29,074 MW al considerar privados) y dos portafolios de transmisión que empiezan en 2025. Para generación, transmisión, distribución y programas sociales; la Presidencia, en su anuncio del 5 de febrero de 2025, comunicó “más de 22 mil mdd” como cifra pública inicial.
Generación: reemplazo eficiente + renovables despachables por diseño
Cinco proyectos “ancla” ya aprobados y en ejecución
El 4 de marzo de 2025 el Consejo de Administración de CFE autorizó iniciar cinco proyectos estratégicos de generación: cuatro ciclos combinados (CCC) —Salamanca II (≈498 MWn), Francisco Pérez Ríos/Tula (≈912 MWn), Mazatlán (≈575 MWn) y Altamira (≈581 MWn)— y una central de combustión interna en Los Cabos (240 MW) para un sistema aislado. Con estos reemplazos, CFE retira unidades termoeléctricas menos eficientes y reduce emisiones (evitación acumulada estimada: 8 MtCO₂, equivalente a retirar 2.65 millones de autos). Financiamiento: fideicomiso privado, créditos de agencias de exportación y bonos a 30 años.
Implicación para la oferta: estos CCC proveen energía firme para respalzar la intermitencia renovable y responden a crecimiento industrial en Bajío, Golfo y Pacífico. A nivel de ingeniería de sitio, el reemplazo dentro de predios existentes reduce riesgos de gestión de terrenos, acelera permisos y apalanca infraestructura de gas y agua.
Cartera renovable 2027-2030: fotovoltaica, eólica y almacenamiento
El Plan prioriza fotovoltaica utility-scale (ej. Puerto Peñasco Secuencias III-IV; Carbón II; Río Escondido; Altamira; Laguna) y eólica en siete regiones, con baterías asociadas (BESS) dimensionadas alrededor de 30% de la potencia de cada central solar, para suavizar rampas, regulación de frecuencia y aplanamiento de picos vespertinos. La macroficha de Proyectos México para generación lista sitios, capacidades y cronogramas, incluyendo Los Cabos 240 MW y el conjunto de 51 centrales del Plan.
Caso Puerto Peñasco: la progresión por “secuencias” permite comisionamientos parciales para aportar MW antes de completar el bloque total, una práctica que reduce costo de oportunidad por energía no suministrada.
Hidroeléctricas: rehabilitar para ganar flexibilidad
La modernización hidro (rehabilitaciones y repotenciaciones como Chicoasén II, Angostura, Malpaso, Zimapán) agrega potencia flexible y mejora curvas de eficiencia, clave para amortiguar rampas solares/eólicas sin construir nuevas presas de alto impacto. (Base: documento adjunto.)
Cogeneración CFE–Pemex: eficiencia térmica y reducción de costos
Tres proyectos en refinerías —Cangrejera (≈900 MW), Salina Cruz (≈728 MW) y Tula (≈794 MW)— integran calor de proceso con generación eléctrica. El resultado es menor consumo específico de combustible por MWh y abasto eléctrico/ térmico robusto en zonas industriales pesadas. (Base: documento adjunto.)
¿Cuánto aportará el sector privado?
El gobierno ha sugerido que productores privados podrían sumar hasta 9.55 GW renovables al 2030, mientras el documento de trabajo citaba “al menos 6.4 GW” privados limpios. Para planeación financiera, conviene modelar un rango y estresar supuestos de conexión y factor de planta.
Transmisión: resolver la congestión y habilitar renovables
El “I20”: STATCOM ahora, 400 kV mañana
CFE presentó en 2023 el megaproyecto I20 para incremento de capacidad entre Noroeste, Norte y Occidente. Fase 1: cuatro STATCOM de última generación para control de potencia reactiva, voltaje y estabilidad transitoria. Fase 2: 766 km de líneas 400 kV por Sonora–Sinaloa–Nayarit, más 8 alimentadores y 3 bancos de reactores. En 2025, la Dirección General de CFE confirmó que los proyectos de transmisión y modernización siguen en marcha para integrar la nueva generación sin restricciones.
Qué cambia en la operación: los STATCOM elevan márgenes de estabilidad, facilitan despacho renovable y reducen disparos por baja tensión ante disturbios. La línea de 400 kV, por su parte, crea capacidad de transporte troncal para evacuar fotovoltaica de Sonora y flujos hacia Bajío/Occidente, donde crece la demanda industrial.
Dos portafolios 2025+: 145–165 proyectos, prioridad regional
El Plan desglosa un primer portafolio con 80 proyectos (21 concluidos/en operación y 59 en ejecución) por 65,522 mdp, y un segundo portafolio con 65 nuevos proyectos por 46,611 mdp (en licitación, por licitar, estudios y evaluación).
Medidas puntuales de verano: para Quintana Roo, se instalaron bancos de capacitores en 7 subestaciones y se trasladó un transformador trifásico con miras al verano 2025, mitigando riesgo de bajos perfiles de tensión ante cargas turísticas. Estudios del IMCO subrayan que fortalecer la Red Nacional de Transmisión reduce costos del sistema y habilita competitividad industrial; es una condición necesaria para que los nuevos MW realmente “lleguen” a las plantas.
Distribución: pérdidas técnicas, automatización y electrificación
18 proyectos prioritarios y 137 PRODESEN
En la misma sesión del 4 de marzo de 2025, el Consejo aprobó 18 proyectos en CFE Distribución por 9,681 mdp para reducir pérdidas técnicas, modernizar subestaciones, habilitar operación remota y automatismos, y normalizar acometidas en colonias populares; además, 137 proyectos PRODESEN para expansión, sustitución y nuevas subestaciones de distribución.
Qué significa para usuarios industriales: mejor perfil de tensión, menores índices de interrupción, tiempos de restablecimiento más cortos y mitigación de armónicos con equipos modernos. Para fabricantes y EPCs, esto traduce demanda de celdas GIS, transformadores de potencia/distribución, reconectadores, RTUs, y medidores inteligentes.
Más de 49 mil obras hacia 2030 y cobertura casi total
El Plan proyecta >49,000 obras de distribución a 2030, con 97 nuevas subestaciones, 95 ampliaciones, 6,875 modernizaciones de red y 42,221 obras de electrificación. La cobertura eléctrica nacional alcanzó 99.64% a diciembre de 2024; la estrategia 2025-2030 busca cerrar la brecha con combos de red convencional y módulos solares individuales en zonas remotas.
Gobernanza financiera: capex, vehículos y señales de riesgo
La ejecución de generación se fondea con fideicomisos privados, créditos de agencias de exportación y bonos a 30 años; transmisión y distribución combinan presupuesto propio con procesos de contratación escalonados. Para empresas proveedoras, la señal es clara: pipeline multianual con licitaciones escalonadas y márgenes de planeación de inventarios de 12–24 meses.
En inversión total, la cifra pública comunicada por el Gobierno fue “más de 22 mil mdd”, mientras distintos documentos de trabajo elevan el orden de magnitud cuando incorporan todas las capas (generación, transmisión, distribución y programas sociales). Para planeación corporativa, conviene modelar bandas de inversión y construir sensibilidad de flujo de caja ante cambios de cronograma.
Qué cambia para la demanda industrial y la ingeniería
- Más potencia firme donde se produce: Bajío, Golfo y Pacífico verán reemplazos de base-térmica eficientes (CCC) que estabilizan precios marginales locales y reducen riesgos de despacho forzado de diésel en picos.
- Renovables con almacenamiento: los BESS asociados a FV reducen curtailment y mejoran calidad de potencia; oportunidades para integradores en EMS, PCS, celdas LFP y contratos de mantenimiento predictivo.
- Red troncal fortalecida: el I20 y los STATCOM reconfiguran límites de estabilidad y congestión; es razonable esperar nuevas ventanas de interconexión para privados en corredores Noroeste-Occidente cuando la línea 400 kV esté en servicio.
- Calidad de servicio aguas abajo: automatización en distribución y normalización de acometidas reducen pérdidas no técnicas y tiempos de maniobra; se alinea con medidores inteligentes y telemetría avanzada.
En el frente de riesgos y cuellos de botella, el principal desafío es la sincronización generación-red: el valor de cada megawatt nuevo se diluye si la línea o el banco de transformación no están disponibles, por lo que conviene dar seguimiento estricto a los hitos de licitación y a la puesta en servicio del segundo portafolio de transmisión, integrado por 65 proyectos. También pesa el suministro de equipos críticos —STATCOM, transformadores 400/230/115 kV, gas-turbinas clase H/J y celdas GIS— que enfrentan plazos globales de entrega de 12 a 24 meses; para mitigarlos se recomiendan acuerdos marco y garantías de desempeño.
Logística Integral
En gas natural y logística, la secuencia de ciclos combinados demanda aseguramiento de gas y compresión, con revisión puntual de cronogramas de ampliación del SISTRANGAS y de contratos firmes en nodos críticos como Tula, Altamira y Salamanca. En materia de tramitología y derechos de vía, la línea de 400 kV del I20 atraviesa tres estados, por lo que la Fase 2 exige una gestión minuciosa de servidumbres, consideraciones socioambientales y construcción dentro de ventana climática adecuada. Finalmente, en el balance público-privado, el Gobierno ha delineado reglas para una participación privada del orden de ~9.55 GW renovables; una mayor claridad regulatoria facilitará los cierres financieros de IPPs y los contratos de suministro con la industria.
En cuanto a las implicaciones para las estrategias corporativas, los fabricantes y las EPC deben preparar capacidad de ingeniería para paquetes EPCm de ciclos combinados con captura de calor, islas de potencia modulares y BOP acelerado; en renovables, conviene priorizar el co-diseño fotovoltaico más BESS para cumplir criterios de interconexión y restricciones de rampa, considerando que el plan promueve almacenamiento integrable cercano al 30% de la capacidad FV.
Las industrias intensivas en energía —acero, automotriz, química— deberían revisar ventanas para contratos bilaterales y esquemas de abasto con CFE Suministrador/Generación y con privados bajo el nuevo marco, especialmente en los corredores con refuerzo a 400 kV. Desde finanzas corporativas, la combinación de bonos a 30 años y créditos de agencias de exportación favorece a proveedores con presencia local y contenido nacional, que tendrán ventaja en evaluaciones de costo total del ciclo de vida y en el acceso a financiamiento atado a exportaciones.
Una expansión “consciente de la red”
El paquete estratégico de CFE para 2025-2030 no es solo más plantas: es capacidad firme donde la industria la demanda, renovables con almacenamiento para integrarse de forma estable, y redes (STATCOM + 400 kV + distribución automatizada) como columna vertebral. La combinación de reemplazo termoeléctrico por CCC, hidro modernizada y cogeneración con Pemex baja la intensidad de carbono sin comprometer seguridad de suministro; y la electrificación distribuida y CFE Telecom cierran brechas de acceso y productividad territorial. (Base: documento adjunto + fuentes públicas).
Para el sector industrial, esto se traduce en mejores perfiles de tensión, menores riesgos de interrupción y oportunidades de suministro y co-inversión con reglas más claras sobre el rol de privados. Y para proveedores, el mensaje es de pipeline multianual con especificaciones de alto desempeño. Para el país, el reto será sincronizar (y financiar) la tríada generación-transmisión-distribución: solo así los megawatts anunciados se convierten en energía entregada que habilite nearshoring, digitalización y crecimiento sostenido.