Electricidad para crecer

Precio por zona. Lineup MX reúne doce meses, de junio de 2025 a mayo de 2026, del precio marginal local del mercado de día en adelanto en 2,594 nodos, agrupados en 190 combinaciones de zona de carga y nivel de tensión. Las comparaciones de precio usan un solo nivel, el de menos de 230 kV, en las 101 zonas del sistema interconectado que tienen más de un nodo; su mediana es de 619 MXN/MWh. Cada valor es el promedio de las medias mensuales de los nodos de la zona, sin ponderar, porque CENACE no publica cargas por nodo. Baja California Sur opera como sistema aislado y queda fuera de la comparación; ahí una zona llegó a 4,144 MXN/MWh.

Componentes del precio. CENACE calcula el precio marginal local de cada nodo como suma de energía, pérdidas y congestión. En una muestra de 168 horas en 9 nodos de Querétaro y Monterrey, el componente de energía fue el mismo en todos los nodos de cada hora, y el precio total varió en promedio 72 MXN/MWh entre nodos.

Sureste. Las 25 zonas con precio de más de 774 MXN/MWh, un cuarto sobre la mediana, están en Puebla, Veracruz, Oaxaca, Chiapas, Tabasco y la península, y en todas la energía no alcanza a entrar. En la península la congestión suma entre 748 y 1,576 MXN/MWh al precio y aparece en 44% a 50% de las horas; en Tabasco suma 404. El precio medio de Riviera Maya, la zona más cara del sistema interconectado, equivale a 3.7 veces la mediana, y la congestión explica casi toda la diferencia. En mayo de 2026, el último mes de la serie, Riviera Maya promedió 2,851 MXN/MWh con la red congestionada 80% de las horas. Es además la región que más crece: entre 2015 y 2024 su consumo aumentó 4.3% al año y su demanda máxima 5.8%, contra 0.4% de consumo en la región Central.

Noroeste y norte. Las 7 zonas de Sonora y el norte de Sinaloa promediaron entre 229 y 255 MXN/MWh; Hermosillo, con 56 nodos, quedó 61% debajo de la mediana. En Ciudad Juárez, Chihuahua y Hermosillo la congestión resta entre 172 y 233 MXN/MWh, en 81% a 87% de las horas, y las diez zonas con el precio más bajo del sistema interconectado están en Sonora, Sinaloa y Chihuahua. El PLADESE asigna a I20-SIN1 la tarea de evacuar los excedentes del noroeste hacia el Norte y el Occidente, con fechas factibles entre enero y marzo de 2026. En abril y mayo de 2026, la congestión del noroeste siguió en al menos 89% de las horas de cada mes; los precios no permiten saber si la obra ya opera.

Noreste. Monterrey, con 115 nodos, promedió 556 MXN/MWh, cerca de la mediana; su red se congestiona 24% de las horas en ambas direcciones, y la congestión de importación suma en promedio 15.1 MXN/MWh. En 2016-2018 la congestión restaba en promedio 81 MXN/MWh al precio de Monterrey, Saltillo y Reynosa en 230 kV; en 2024-2025 resta 12. El cambio es compatible con una demanda que absorbió el excedente, con obras de red o con cambios en la generación, y los precios no distinguen entre esas causas. El periodo reciente cubre solo de enero a mayo de 2025.

Bajío. Ninguna zona pasa de 10% de horas congestionadas. La baja congestión del precio no mide cuánta carga nueva cabe: el PLADESE prevé problemas de transformación en Querétaro con la entrada de nuevos centros de carga, que atienden P24-OC3, en proceso de decisión, y P19-OC3, en ejecución o construcción.

Parques. Capa de parques industriales de Lineup: registro de la AMPIP, la asociación de parques industriales privados, vía DataMéxico, con la congestión del municipio de cada parque. Un parque cuenta como expuesto si su municipio tiene congestión frecuente; la dirección se define con ±5 MXN/MWh de congestión media. Con un umbral de 20% de las horas son 254 de 431 parques, y con 25%, 104: 150 parques, sobre todo de Nuevo León y el Estado de México, están en municipios congestionados entre esos dos niveles. Los 46 parques de Chihuahua y Sonora en zonas de energía atrapada no dependen del umbral, porque sus municipios se congestionan al menos 81% de las horas. En Nuevo León, 77 de sus 79 parques están en zonas donde la congestión cambia de dirección según la hora. La cuenta incluye parques, sin su superficie, su empleo ni su demanda en MW.

Ubicación de los parques. La ubicación de 381 de los 431 parques tiene precisión municipal, por eso el mapa los agrupa en 115 municipios. 12 parques están en municipios sin nodos y toman la congestión del municipio vecino más cercano que los tiene; 7 de ellos cuentan como expuestos. El registro sitúa a Alianza Derramadero en Zaragoza, Coahuila; el parque está en Derramadero, municipio de Saltillo, y así se cuenta aquí.

Lineup MX es la plataforma del Net Zero Industrial Policy Lab, de Johns Hopkins University, para analizar oportunidades industriales en México. Su mapa de restricciones de red usa los precios que CENACE publica para cada nodo, sin promediarlos por estado, y su consulta es abierta en lineupmx.com.

Fuente. Tabla 4.14 del PLADESE: los 26 principales proyectos instruidos de la Red Nacional de Transmisión, con la fecha necesaria para CENACE, la fecha de término que CFE considera factible y el estatus de cada uno al publicarse el plan. Que una fecha necesaria haya pasado no prueba que la obra falte, porque el avance posterior de cada proyecto no es público. En las obras por etapas, la gráfica usa la primera fecha necesaria y la última fecha prevista. Los nombres de la gráfica resumen los oficiales, que aparecen al pasar el cursor.

Obras citadas. La salida de energía del noroeste (I20-SIN1) figuraba en ejecución o construcción y se necesitaba desde abril de 2021. La nueva red noroeste–norte (I23-NT1) se necesita en abril de 2028 y CFE prevé terminarla en octubre de 2029; el PLADESE la liga con la integración de centrales fotovoltaicas. La subestación Hermosillo Loma está saturada, y su ampliación (P20-NO2) se necesitaba desde abril de 2024, está prevista para julio de 2027 y figuraba en proceso de decisión. El refuerzo entre Puebla, Temascal, Coatzacoalcos, Grijalva y Tabasco (M16-OR1) se necesitaba desde abril de 2019, está previsto para agosto de 2027 y figuraba en proceso de decisión. La red urbana de Ciudad Juárez (P24-NT1) se necesita en abril de 2028 y está prevista para diciembre de 2030. Cada obra se asigna a una región por su nombre y su clave.

Península. La lista de los 26 principales no incluye obras en la península. El PLADESE atiende las limitaciones de suministro de Cancún y Riviera Maya con los proyectos instruidos P18-PE2 y P20-PE3, que la tabla no fecha.

Después del plan. En abril de 2026, CFE informó 30 proyectos de transmisión terminados, 3 de ellos en Yucatán, 47 en construcción con una inversión de 71,713 millones de pesos y 77 por licitar. Es una cartera distinta de la tabla 4.14, y el boletín no permite actualizar el estatus de cada proyecto de la tabla.

Lo que falta en la tabla. Sin la capacidad de transferencia que agrega cada proyecto, el enlace congestionado que atiende y su obstáculo, no puede afirmarse que acelerar un proyecto alivie una zona. Con esos datos, la congestión medida y los parques expuestos permiten decidir cuáles acelerar primero.

Definición. El margen de reserva es la capacidad neta disponible menos la demanda máxima neta, como porcentaje de esa demanda (PLADESE, sección 3.8). El nivel de planeación de 21.3% está pensado para cubrir la salida de una central, la falta de combustible o un fenómeno natural, y el margen operativo de 6% es el mínimo para operar. Con 17.8% el sistema conserva margen para operar y queda más expuesto a una falla grande; el plan no anticipa un faltante de suministro. En la punta del día, a las 17 horas, la reserva prevista para 2025 es de 25.3%.

Previsiones. Las reservas de 2025 y 2026 son previsiones hechas al publicarse el plan, y las observadas pueden diferir. La nocturna baja a 19.6% en 2025, 19.0% en 2026 y 17.8% en 2027, y vuelve a superar el nivel de planeación en 2028. Su magnitud depende de la demanda en la hora crítica y de la capacidad que de verdad esté disponible, que el error de los pronósticos de consumo anual no mide. Baja California tenía prevista una reserva nocturna negativa en 2025 (-5.5%) y la recupera desde 2026 (30.4%).

De puntos a GW. Los 3.5 puntos de 2027 equivalen a entre 2.0 y 2.2 GW, según cómo se estime la demanda de la noche en el sistema interconectado. La cifra da un orden de magnitud; comprar capacidad exigiría el dato por región y por hora.

Almacenamiento. La reserva prevista ya cuenta 749 MW de almacenamiento en el sistema interconectado hasta 2027, dentro de 5.6 GW entre 2025 y 2030 (tabla 3.5). La península recibe 484 MW en 2028. En el día de demanda máxima, la generación solar distribuida aporta durante la tarde y es nula a las 21 horas (figura 3.13), y el PLADESE anticipa que la punta de la noche requerirá baterías.

Después del plan. En mayo de 2026, por un mecanismo de adquisición por confiabilidad, CENACE seleccionó una central de ciclo combinado a gas de 250 MW, conectada a la subestación Calica en 115 kV, en Solidaridad, Quintana Roo. Debe entregar de mayo a octubre de 2026, 2027 y 2028, cada día de las 16 a las 2 horas, lo que incluye la punta de la noche. El comunicado no acredita la entrega efectiva ni su precio, y como medida regional y por horario no se resta de la diferencia nacional. Los precios analizados terminan en mayo de 2026, antes de esa entrega.

Demanda. Consumo bruto y demanda máxima del PLADESE, tablas A1.4 y A1.6; consumo final por sector tarifario de la figura 2.3, que incluye el suministro básico, el calificado y los centros de carga abastecidos de forma remota (sección 2.1.1). La demanda máxima creció 3.1% al año de 2015 a 2024 y saltó 9.9% en 2023, año de ondas de calor. Del aumento del consumo final, la gran industria aportó 15%, y los hogares y la empresa mediana, 80%; la gran industria creció 0.3% al año desde 2018.

Pronósticos. Cada ejercicio de planeación publicado entre 2015 y 2024 se compara con el consumo real del año que pronosticó. A un año el error medio es de +0.7%, entre -1.4% y +4.8%; el más grande corresponde a 2020, año de la pandemia, y sin él ninguno pasa de +1.6%. A tres años sube a +1.8% y a seis a +6.3%. Los ejercicios comparten choques, así que las cifras describen un patrón sin ser pruebas independientes.

Escenarios y 2025. El PLADESE trabaja con consumos que crecen 2.2%, 2.5% o 3.0% al año, y el escenario alto sirve como prueba de estrés para la red. El primer año del plan corrió por debajo de su escenario central: el PIB creció 0.6%, contra 2.5% previsto, y la demanda 0.5% según Ember, cuya serie coincide con la oficial desde 2021.

Medida. SENER y la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) publican el precio medio por sector con el mismo método: ingreso por ventas entre kWh vendidos. El PLADESE lo presenta en su sección 2.6.2, sobre las tarifas del suministro básico, sin precisar si incluye a los usuarios calificados.

Pesos y dólares. En 2024 el precio medio de la gran industria fue de 2.14 pesos por kWh, 11.7 centavos de dólar al tipo de cambio promedio del año; el de la empresa mediana, 15.0 centavos. El promedio industrial de Estados Unidos fue de 8.1 centavos y el de Texas de 6.1. En 2015 la gran industria pagaba 5.7 centavos, 17% menos que el promedio de Estados Unidos. Desde entonces su precio en pesos subió 135%, con una inflación de 54%, y el industrial de Estados Unidos subió 18% en dólares. Al tipo de cambio de 2025, el precio de 2024 equivale a 11.1 centavos, 82% sobre Texas.

Precio mayorista y factura. El precio marginal local es el precio de la energía en cada nodo del mercado mayorista, de 229 MXN/MWh en Caborca a 2,311 en Riviera Maya en promedio de junio de 2025 a mayo de 2026. Llega directo a quien compra en el mercado; las tarifas del suministro básico, que fija la Comisión Nacional de Energía, se determinan para recuperar los costos de CFE. El precio medio de la gran industria mezcla ambos regímenes.

Frente a Texas, energía mayorista. ERCOT, el operador del mercado de Texas, publica el precio horario del mercado de día en adelanto por zona de carga y por hub. Promediado de junio de 2025 a mayo de 2026 igual que los precios de Lineup, Houston promedió 35.5 dólares por MWh en su zona de carga y 35.3 en su hub, y las ocho zonas de carga de ERCOT, de 34.2 a 40.5. Los precios de CENACE se convierten con el promedio de los doce tipos de cambio mensuales, 18.10 pesos por dólar: Monterrey promedió 30.7 dólares y Saltillo 31.3, y las 23 zonas de Sonora, Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas, de 12.7 a 31.7. Baja California opera aparte del sistema interconectado y no entra en la cuenta. En todo el sistema interconectado las zonas van de 12.7 dólares en Caborca a 127.7 en Riviera Maya. Los precios de ERCOT no incluyen un componente de pérdidas y se ponderan por carga; los de Lineup son promedios simples de nodos. La brecha de precios medios industriales es de 2024, y la comparación mayorista, de junio de 2025 a mayo de 2026. Con los datos públicos no puede separarse cuánto de la diferencia con Texas corresponde a transmisión, distribución, tarifa o costos de suministro.

Facturas. Como orden de magnitud, con el consumo de la gran industria en 2024 (69.5 TWh, todos los regímenes de suministro, figura 2.28), un centavo de dólar menos por kWh equivale a USD 695 millones al año en facturas, y la diferencia con el promedio de Estados Unidos a USD 2.5 mil millones. Esas cifras miden facturas. El costo fiscal depende de cómo se baje el precio, porque reducir costos de suministro, invertir en red y subsidiar tienen consecuencias distintas para CFE, el presupuesto y los demás usuarios.

Estados. La comparación usa estados con plantas automotrices, electrónicas o de equipo eléctrico que compiten con México por la misma inversión.

Medida. Ember, Yearly Electricity Data, edición 2026: emisiones de ciclo de vida de la generación, en CO₂ equivalente, entre los kWh generados. Incluyen el metano de la cadena de combustibles y las emisiones de fabricar los equipos (metodología de Ember, versión 1.6). Sirven como comparación internacional consistente. El factor de emisión oficial de México, 0.444 t CO₂e/MWh en 2024 (PLADESE, figura 2.31), usa otra cobertura, y ninguno de los dos equivale al factor con que una empresa reporta sus emisiones de la electricidad comprada.

Comparación. Vietnam (463) y Turquía (476) están al nivel de México; China (526), Polonia (591) e India (671), más arriba. Chile (291), Perú (238) y Colombia (187) tienen redes más limpias.

Contratos. Cuando existen instrumentos contractuales aplicables, el GHG Protocol pide reportar las emisiones de la electricidad comprada con dos métodos, el basado en la red y el basado en el mercado, y los atributos del contrato deben cumplir sus criterios de calidad. Lo que pide cada comprador a sus proveedores varía de una empresa a otra.

Meta. El PLADESE prevé una participación de energía limpia de 27.0% en 2025, debajo de la meta de 35.6% del mismo documento, y la mantiene debajo de su meta cada año hasta 2029.

Dónde verificar. El PLADESE describe zonas con potencial fotovoltaico en el Norte y el Noroeste y una nueva red para llevar sus excedentes a los centros de consumo. Falta confirmar la mezcla de generación de cada zona, los contratos disponibles y si conviene más llevar carga nueva a la zona o sacar de ella la energía.