Inversión mixta de la CFE: la sobresuscripción mide la red, no el apetito de capital

Cinco veces más propuestas, una quinta parte adjudicada

La primera convocatoria de inversión mixta de la CFE recibió 222 propuestas por 37.749 MW (26.494 MW solares, 9.324 MW eólicos, 1.032 MW híbridos y 900 MW de bombeo) de más de 80 desarrolladoras, frente a una referencia inicial de 7.500 MW y un requerimiento de 6.500 MW, según la prensa sectorial FACT. La adjudicación fue de 7.411 MW en 37 proyectos a 31 desarrolladoras —unos 6.710 MW fotovoltaicos y 700 MW eólicos—, el 114 % de lo requerido, por unos 7.400 millones de dólares y con 20 de los 37 parques en la Península de Yucatán y el Noreste FACT.

Dato. 7.411 de 37.749 MW: se adjudicó el 19,6 % de la capacidad propuesta y 30.338 MW con desarrollador identificado quedaron fuera (cálculo propio sobre cifras de la convocatoria de 2026).

A comienzos de octubre de 2026, en el primer encuentro de la CFE con inversionistas, su dirección de Finanzas anunció que la segunda convocatoria de inversión mixta incorporará almacenamiento FACT. Es hoy la única vía de entrada del capital privado a la generación eléctrica mexicana sin reforma legal.

Tres cifras que no cuadran todavía

Antes de llamar «sobresuscripción» a un número hay que fijar el denominador: sobre los 7.500 MW de referencia de planeación, el múltiplo es 5,03 veces; sobre los 6.500 MW requeridos en bases, 5,81 veces FACT. Hay además tres discrepancias abiertas que esta nota no da por resueltas:

• El volumen. El encuadre institucional habla de «más de 38 GW, cinco veces la meta»; el itemizado de la convocatoria suma 37.749 MW, es decir, 37,7 GW: «casi 38», no «más de 38» FACT. Discrepancia pendiente de la primaria de la CFE.
• La capacidad asignada. En el encuentro con inversionistas se citaron 8.025 MW «asignados» y compromisos por más de 10.000 millones de dólares; la adjudicación mixta es de 7.411 MW y unos 7.400 millones. Son 614 MW de diferencia FACT. La explicación más parsimoniosa es que se trata de otro registro: el Primer Informe de Gobierno del 1 de septiembre ya publicaba 38 proyectos privados por 8.025 MW y 10.600 millones de dólares, mientras la Sener reportaba ese mismo día 12.558 MW «asignados». Serían contabilidades distintas presentadas como una INTERPRETATION; no es una certeza, y la fecha exacta del encuentro (1 o 2 de octubre) tampoco está fijada.
• La envolvente del plan. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 se presentó como 22.377 millones de dólares, se comunicó también como más de 620.000 millones de pesos y la CFE lo expone en octubre de 2026 como cerca de 37.500 millones de dólares FACT. No afirmo cuál es la correcta.

Lo que mide el múltiplo

Mi lectura es que una ronda que adjudica una quinta parte de lo ofrecido no mide el apetito del capital: mide cuánta inversión el sistema puede absorber INTERPRETATION. La transmisión recibe unos 6.900 millones de dólares en 154-158 proyectos, entre el 18 % y el 19 % de una envolvente que, como se ha visto, sigue en disputa ESTIMATE. Y esa red es la que tendrá que evacuar los 7.411 MW ya adjudicados en un ejercicio en que, según un único análisis sectorial del Paquete Económico, el programa presupuestario de transmisión de la CFE cae un 24,5 % real en el PPEF 2027 FACT — cifra de fuente única, pendiente de contraste con el propio presupuesto.

El cuello de botella ya no está en el permiso ni en el dinero, sino en el punto de interconexión OPINION. Para quien sigue el pilar de Energía en México, la pregunta deja de ser «¿habrá apetito?» y pasa a ser «¿quién consigue punto de conexión?».

El almacenamiento como sustituto de red

Que la segunda convocatoria incorpore almacenamiento «por primera vez» no se sostiene tal cual. La convocatoria publicada en el Diario Oficial en mayo de 2026 ya era «de Generación y Almacenamiento de Energía Eléctrica», fijó una referencia de 935 MW de almacenamiento no asociado a tres horas y admitió sistemas desde 0,7 MW; la primera convocatoria ya incluyó proyectos fotovoltaicos con baterías FACT. Lo nuevo es su paso de un canal paralelo al paquete de inversión mixta.

Ese canal tiene fecha. La Sener prorrogó en exclusiva el registro de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica hasta el 30 de octubre de 2026, mientras el canal de generación renovable cerró el 2 de septiembre; la capacidad a incorporar la determina el Cenace por Gerencia de Control Regional atendiendo al alivio de congestiones en la Red Nacional de Transmisión, la confiabilidad regional, la flexibilidad operativa y el desempeño tecnológico de las baterías FACT. El criterio es el hallazgo: se asigna por congestión, no por demanda ni por precio.

Gerencia de Control Regional	MW a tres horas	% del total (cálculo propio)
Norte	245	26,2 %
Oriental	180	19,3 %
Noroeste	160	17,1 %
Baja California	140	15,0 %
Peninsular	140	15,0 %
Baja California Sur	50	5,3 %
Occidental	20	2,1 %
Total	935	100 %

El reparto confirma la lectura: el 35,3 % (330 MW) va a Baja California, Baja California Sur y Peninsular, regiones de red débil o aislada, frente al 2,1 % de Occidental, que es zona de carga ESTIMATE. El almacenamiento entra como instrumento de operación de red —un sustituto de línea— antes que como clase de activo de mercado INTERPRETATION. Comprar flexibilidad es más rápido que construir línea, pero no sustituye la evacuación a medio plazo OPINION.

Sobre la segunda convocatoria hay más ruido que documento. Circula que exigiría baterías equivalentes al 30 % de la capacidad de cada planta con duración mínima de tres horas; no lo he podido corroborar y no lo trato como dato. Tampoco está publicado si el almacenamiento se retribuirá por capacidad, por energía o por servicios conexos, que es la variable que decide la bancabilidad.

El argumento contrario

La objeción más seria reinterpreta los números. Cinco veces en la primera convocatoria de su clase, tras años sin vía de entrada para la generación privada, puede reflejar una cartera acumulada que se libera una sola vez: el 19,6 % sería el vaciado de un embudo histórico, no una restricción estructural, y el múltiplo caerá solo. Los 6.500 MW salieron de la planeación vinculante, así que adjudicar el 114 % es el plan funcionando como se diseñó; y un peso bajo de la transmisión puede ser gasto incremental sobre una red existente, no infrainversión.

Acepto el matiz: mi tesis es una hipótesis que la segunda convocatoria confirmará o falsará INTERPRETATION. Si el múltiplo se mantiene en torno a cinco veces con almacenamiento incluido, gana la lectura de restricción de red; si cae a dos, habrá que reescribirla. Lo que el contraargumento no toca son los dos hallazgos que no dependen del múltiplo: el almacenamiento se asigna por congestión, y las tres contabilidades de capacidad no son conmensurables.

Lectura para el capital transfronterizo

Para el capital español y estadounidense con cartera en México, el riesgo migra de regulatorio a físico y administrativo: no es si te dejan, es si te conectan OPINION. Favorece a quien ya tiene puntos de interconexión o puede aportar almacenamiento donde la red está aislada, y vuelve más valiosa la rotación de carteras con interconexión concedida que el desarrollo desde cero INTERPRETATION. El mismo proyecto vale cosas distintas en Peninsular y en Occidental. Sobre cómo se está moviendo ya el capital español en la generación mexicana, véase el análisis de la venta de Iberdrola y la entrada de Cox.

Qué observar

• 30 de octubre de 2026: cierre del registro de almacenamiento; el volumen de solicitudes es el contraste decisivo entre la tesis de red y la de cartera acumulada.
• 15 y 31 de octubre: firma de contratos de la primera ronda y reconciliación entre MW «asignados» y permisos otorgados.
• Las bases de la segunda convocatoria: calendario, volumen, requisito de almacenamiento y retribución, hoy sin publicar.

Las cifras proceden de cobertura sectorial y de prensa; las bases de la CFE y el documento del plan están pendientes de consulta directa. Nada de lo anterior es una recomendación de inversión.