Informe institucional de inteligencia | Mexico Energy Partners | marzo de 2026
Resumen ejecutivo
- La AMPIP contabiliza 103 parques industriales en construcción en 17 estados, que requieren 2,500 MW de capacidad adicional para 2030. Según nuestra lectura de la posición en la fila de interconexión y de la carga de transmisión en los corredores del norte y del Bajío, cerca del 70% de esos parques no estará energizado a plena carga contratada antes de 2028.
- Los inquilinos de manufactura moderna demandan de 5 a 15 MW cada uno, y un parque multiinquilino de 30 a 60 MW. Eso rebasa lo que la infraestructura de distribución en 115 kV que sirve a varios de estos corredores puede absorber sin obras nuevas.
- La AMPIP ubica la fase de obras de transmisión de CFE en hasta 25 meses y la fase de distribución en 6 meses. De extremo a extremo, de la solicitud a la energización, los procesos que hemos seguido desde 2024 llevan de 36 a 48 meses en regiones saturadas.
- Para un inquilino, la decisión es contractual. Antes de firmar un arrendamiento en un parque que aún no está energizado, exija una garantía de fecha de energización, una asignación de capacidad expresada en kW por metro cuadrado y una pena convencional si alguna de las dos no se cumple.
Cómo se obtuvieron las cuatro cifras anteriores. El denominador está compuesto por los 103 parques en construcción que la AMPIP reportó a Expansión el 28 de noviembre de 2025. El 70% es una estimación de Mexico Energy Partners, no un conteo de resultados consumados. Clasificamos un parque como en riesgo cuando su carga solicitada excede la capacidad firme que podemos identificar en el punto de transformación más cercano y no existía un contrato de obras específicas al momento de la redacción. La cifra de 48 meses es un dato medido y proviene de procesos de interconexión que hemos seguido desde 2024, desde la presentación de la solicitud hasta la energización. La cifra de 25 millones de dólares es el techo del rango de 10 a 25 millones de dólares que manejamos para obras de subestación y de línea en dólares estadounidenses de 2026, no un promedio. La fecha de 2028 se lee de los programas de obra publicados que se describen más adelante, no está modelada.
La expansión y la carga que requiere
México tiene alrededor de 500 parques industriales, de los cuales la AMPIP agrupa 457 que suman 85 millones de metros cuadrados en 28 estados. Otros 103 parques están en construcción y agregarán 21.5 millones de metros cuadrados en 17 estados y 52 municipios, con conclusión prevista para 2030. Diana Vázquez, de la AMPIP, ubicó el requerimiento eléctrico adicional de esos parques en 2,500 MW, frente a los cerca de 13 GW que demandan los parques ya en operación. Expansión publicó esas cifras el 28 de noviembre de 2025 e Industry & Energy Magazine las retomó el 3 de enero de 2026.
Los inquilinos que generan esa carga no son aquellos para los que se construyeron los parques más antiguos. Las cadenas de suministro automotriz y de vehículos eléctricos, el ensamble de electrónicos y semiconductores, la logística de cadena de frío, los materiales avanzados y los centros de datos demandan más potencia por metro cuadrado que la manufactura general en torno a la cual se dimensionaron las redes de 115 kV de estos corredores. Un solo parque multiinquilino puede alcanzar de 30 a 60 MW.
Cuando un parque de ese tamaño solicita conexión, el operador debe determinar si la red puede llevar la carga adicional sin incumplir los criterios de confiabilidad. Donde las líneas y los transformadores ya están cerca de sus límites térmicos, la respuesta es condicionada. La carga se aprueba sujeta a obras: una subestación nueva de alta tensión, el refuerzo de una línea, transformación adicional. Esas obras cuestan, según nuestra experiencia, de 10 a 25 millones de dólares estadounidenses, en dólares de 2026, y el desarrollador que no las presupuestó se topa con esa cifra después de comprar el terreno.
| Tipo de instalación | Requerimiento de potencia | Impacto en la red | Complejidad | Nivel de riesgo |
|---|---|---|---|---|
| Planta de proveedor automotriz | 5 a 12 MW | Alto | Compleja | Alto |
| Ensamble de electrónicos | 8 a 15 MW | Alto | Compleja | Alto |
| Logística de cadena de frío | 6 a 10 MW | Moderado | Moderada | Moderado |
| Procesamiento de plásticos | 4 a 8 MW | Moderado | Moderada | Moderado |
| Centro de datos hyperscale | 80 a 120 MW | Crítico | Extrema | Crítico |
La disponibilidad es una posición en la fila, no un sí o un no
La mayoría de los desarrolladores trata la electricidad como algo binario. O la red llega al sitio o no llega. La restricción real es la secuencia de estudios y obras que ejecutan el CENACE y CFE, y el lugar que ocupa su solicitud dentro de ella.
Históricamente estos parques se conectaban en el nivel de distribución. Con 30 a 60 MW esa opción ya no existe, de modo que un parque ahora necesita su propia subestación de alta tensión, por lo general 115/34.5 kV o 230/34.5 kV, con equipo de maniobra en alta tensión, protección y control, y una interconexión de línea. Antes de la energización van la solicitud de conexión, el estudio de impacto en el sistema, la ingeniería y la aprobación de las obras específicas. Cada etapa tiene su propia fila.
La AMPIP declaró a Expansión el 28 de noviembre de 2025 que la fase de obras de transmisión de CFE llega hasta 25 meses y la de distribución a unos 6 meses. Esas son únicamente las fases de obra. En los procesos que Mexico Energy Partners ha seguido desde 2024, el tiempo transcurrido entre la presentación de la solicitud de conexión y la energización de la carga en una región saturada va de 36 a 48 meses. Los estudios, la espera en la fila y la aprobación de obras van todos antes de los 25 meses que describe la AMPIP. Las dos cifras no se contraponen. Miden periodos distintos.
Los centros de datos pujan por la misma capacidad
Querétaro muestra la rapidez con que un solo sector puede absorber el margen disponible. Industry & Energy Magazine reportó el 13 de noviembre de 2025 que CloudHQ compromete 4,800 millones de dólares estadounidenses en seis centros de datos sobre un campus de 52 hectáreas que requiere 900 MW, con meta para 2027. La misma nota señaló que el estado necesitaría 900 MW de capacidad adicional para sostener la ola de proyectos. Esa nota también describió cuellos de botella en la red de 115 kV bajo la carga proyectada a 2028. Querétaro, el Valle de México y Monterrey son los tres polos de esta expansión, y se traslapan casi exactamente con los corredores de parques industriales.
Un parque industrial que compite con ese tipo de requerimiento de potencia de un centro de datos no compite por renta. Compite por un lugar en la misma fila, por la misma capacidad de transformación, frente a una contraparte que puede financiar sus propias obras.
Cuánto cuesta el retraso
El retraso no aparece en el recibo de energía eléctrica. Aparece como renta no cobrada frente a deuda ya dispuesta. De doce a veinticuatro meses de naves en obra gris sin energizar en un parque ya arrendado eliminan millones de dólares de ingreso, y para un desarrollador cuyo financiamiento se estructuró conforme a un calendario de colocación puede poner en juego los covenants del crédito antes de instalar megawatts en el suelo.
El lado del inquilino ya es visible. Industry & Energy Magazine reportó el 15 de octubre de 2025 que la AMPIP contabilizó más de 80 proyectos de instalación o ampliación detenidos por deficiencias de infraestructura eléctrica, con retrasos de conexión de hasta 12 meses en Yucatán y Coahuila. La misma nota ubicó el costo de una hora sin energía en una planta de manufactura avanzada por encima de 100,000 pesos, antes de contar daños a la maquinaria o material desechado. Esa es la aritmética detrás de la inestabilidad de la red que ya afecta a las operaciones industriales.
A eso se suman los costos de cumplimiento. Un parque que atiende cargas de este tamaño debe cumplir el Código de Red, lo que por lo general implica filtros de armónicos, compensación reactiva e infraestructura de medición, más el mantenimiento que todo eso conlleva. El incumplimiento puede derivar en sanciones o en reducción forzada de carga cuando el sistema está bajo estrés.
| Escenario de riesgo | Probabilidad | Impacto financiero | Plazo | Severidad |
|---|---|---|---|---|
| Retraso de interconexión (12+ meses) | Alta (65%) | $5M a $15M de ingresos no percibidos | 12 a 24 meses | Alta |
| Refuerzos requeridos en la red | Media (45%) | $10M a $25M de inversión de capital | 18 a 36 meses | Crítica |
| Aprobación parcial de capacidad | Media (40%) | Capacidad reducida de 30% a 50% | Permanente | Alta |
| Incumplimiento del Código de Red | Baja (20%) | $500K a $2M en sanciones | Continuo | Moderada |
| Negativa total de interconexión | Baja (10%) | Proyecto inviable | Permanente | Crítica |
Qué alivio está programado y para cuándo
La respuesta federal existe y tiene fecha. La SENER anunció el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 el 10 de febrero de 2025. Contempla 22,377 millones de dólares estadounidenses de inversión de CFE, 22,674 MW de generación de CFE y 6,400 MW de proyectos privados. También instruye a CFE a construir 145 proyectos de transmisión. De esos, 65 están programados a partir de 2025 para ampliar la Red Nacional de Transmisión con 46,611 millones de pesos, junto con 3,600 millones de dólares estadounidenses para distribución. Basham expuso ese desglose en su nota sobre el plan.
La secuencia importa más que los totales. Veintiséis de esos proyectos están programados para concluir entre 2025 y 2027, la eólica y la solar llegan entre 2027 y 2028, las centrales de ciclo combinado entre 2028 y 2029, y la cogeneración y el almacenamiento entre 2029 y 2030. El PRODESEN 2024-2038, publicado el 31 de mayo de 2024, ya enlistaba 194 proyectos de CFE Transmisión que cubren 5,719 km-c de líneas entre 2024 y 2030.
Si se lee frente a un parque que presenta su solicitud hoy, ese es el motivo por el cual 2028 es la fecha de alivio más temprana que resulta realista para los corredores en cuestión. No es una afirmación de que no se esté construyendo nada. Es una afirmación sobre cuándo la capacidad construida llega a los puntos de transformación específicos a los que se conectan estos parques.
Qué podría invalidar esta lectura
Tres cosas la moverían. Si la licitación de generación de la SENER por 5,970 MW en seis regiones, reportada por Industry & Energy Magazine el 13 de noviembre de 2025 con un estimado de 7,140 millones de dólares estadounidenses, se ubica cerca de los centros de carga y no lejos de ellos, algunos corredores se despejarán antes de 2028. Si la cartera de nearshoring se desacelera y los parques anunciados se posponen, la fila se adelgaza y todos los que están detrás avanzan. Y si la Comisión Nacional de Energía reforma la administración de la fila de modo que las solicitudes sin capital comprometido pierdan su lugar, los proyectos reales avanzarán más rápido de lo que supone este informe.
El contraargumento que no aceptamos es el que sostiene que los parques simplemente se conectarán en tiempo. Nada en las obras programadas lo respalda para los corredores saturados.
Qué deberían hacer desarrolladores e inquilinos
Los desarrolladores deberían presentar la solicitud de conexión durante la adquisición del terreno y no después de obtener los permisos. La posición en la fila es el activo más barato de este proceso y el único que no se puede comprar después. Los modelos financieros deberían llevar una contingencia para obras y una alternativa de generación en sitio, y el supuesto de interconexión debería someterse a revisión del consejo en lugar de darse por hecho.
Los inquilinos tienen otra palanca, y es contractual. Antes de firmar por espacio en un parque que aún no está energizado, pida una garantía de fecha de energización, una asignación de capacidad expresada en kW por metro cuadrado y una pena convencional que sobreviva a una reclamación de fuerza mayor del arrendador referida a la empresa suministradora. Un inquilino con carga superior a 1 MW también tiene la opción de migrar a suministro calificado, lo que cambia quién le vende la energía, no quién construye la subestación.
Del lado del suministro, las opciones por capas son las mismas para ambas partes. Una solicitud anticipada asegura la posición. Una subestación dedicada elimina la dependencia de la capacidad compartida. La generación en sitio con gas o la solar con almacenamiento en sitios industriales cubre la carga durante ese periodo. Una microrred completa elimina la dependencia por completo, con el mayor costo de capital.
| Estrategia de mitigación | Capital requerido | Plazo | Reducción de riesgo | Periodo de recuperación |
|---|---|---|---|---|
| Solicitud anticipada de interconexión | $100K a $250K | Inmediato | 25% a 35% | 6 a 12 meses |
| Subestación dedicada | $10M a $25M | 24 a 36 meses | 60% a 75% | 36 a 48 meses |
| Generación en sitio con gas natural | $5M a $15M | 12 a 18 meses | 40% a 55% | 24 a 36 meses |
| Sistema solar con almacenamiento | $8M a $20M | 12 a 24 meses | 35% a 50% | 48 a 60 meses |
| Arquitectura completa de microrred | $20M a $50M | 24 a 48 meses | 80% a 95% | 60 a 84 meses |
Revise la exposición de su sitio al riesgo de interconexión antes de cerrar la operación
Mexico Energy Partners entrega la posición en la fila y el estado de los estudios del sitio, las subestaciones más cercanas con capacidad que podamos identificar, y un rango de costo de las obras que probablemente exigirá la conexión. La revisión señala qué medimos y qué estimamos, y no afirma una fecha de energización que el operador no haya dado.
Para empezar, envíe las coordenadas del sitio, la carga solicitada en MW y la tensión de conexión, la fecha objetivo de energización y cualquier correspondencia ya intercambiada sobre la solicitud de interconexión.
Fuentes
- Expansión, "Los nuevos parques industriales buscan cómo asegurar su suministro eléctrico", 28 de noviembre de 2025. Cifras de la AMPIP sobre 457 parques socios, 85 millones de metros cuadrados, 103 parques en construcción, 21.5 millones de metros cuadrados, 2,500 MW de necesidad adicional, y fases de CFE de hasta 25 meses para transmisión y 6 meses para distribución.
- Industry & Energy Magazine, "Boom de parques industriales: 281 mdd en un trimestre", 3 de enero de 2026. Inversión de 281.42 millones de dólares estadounidenses en el tercer trimestre de 2025, la cartera de 103 parques y el requerimiento de 2,500 MW.
- Industry & Energy Magazine, "Apagones industriales: la escasez eléctrica amenaza el boom manufacturero en México", 15 de octubre de 2025. Más de 80 proyectos de instalación o ampliación detenidos, retrasos de conexión de hasta 12 meses en Yucatán y Coahuila, y costo por hora de interrupción superior a 100,000 pesos en una planta de manufactura avanzada.
- Industry & Energy Magazine, "IA vs. la red: el mega boom de data centers en Querétaro exige 900 MW", 13 de noviembre de 2025. El campus de CloudHQ por 4,800 millones de dólares estadounidenses, seis centros de datos, 52 hectáreas, 900 MW, cuellos de botella en 115 kV bajo la carga de 2028, y la licitación de la SENER por 5,970 MW en seis regiones con un estimado de 7,140 millones de dólares estadounidenses.
- Basham, Ringe y Correa, nota sobre el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030, anunciado el 10 de febrero de 2025. Inversión de 22,377 millones de dólares estadounidenses, 22,674 MW de generación de CFE, 6,400 MW privados, 145 proyectos de transmisión con 65 programados a partir de 2025 por 46,611 millones de pesos, 3,600 millones de dólares estadounidenses para distribución, y la secuencia de 2025 a 2030.
- SENER, PRODESEN 2024-2038, 31 de mayo de 2024. 194 proyectos de CFE Transmisión que cubren 5,719 km-c de líneas entre 2024 y 2030.