Sol y viento sin fronteras. La alianza MX–EE.UU. que puede electrificar la frontera en 2025
- Editorial
- 26 ago
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La cooperación energética entre México y Estados Unidos dejó de ser eslogan y hoy se mide en megavatios que cruzan la línea. El ejemplo pionero es Energía Sierra Juárez (ESJ), el primer parque eólico transfronterizo que inyecta electricidad de Baja California al mercado de California mediante una línea de transmisión binacional; su segunda fase elevó la capacidad total de suministro “cero carbono” hacia el norte, sentando un precedente regulatorio al ser elegible bajo el programa RPS de California. En 2025, Sempra avanza además con el proyecto eólico Cimarrón (≈320 MW) en Baja California para entregar energía a Silicon Valley Power, nuevamente usando la interconexión transfronteriza. Estas piezas demuestran que sí es posible coordinar permisos, estándares y mercado a ambos lados del muro.
Los datos de 2024 confirman el viraje: en México, las fuentes renovables aportaron alrededor de 22% de la generación eléctrica, con eólica y solar sumando 13% (la solar por sí sola 8%), todavía por debajo del promedio global pero creciendo en el noroeste fronterizo. En Estados Unidos, la Administración de Información Energética (EIA) reportó que el año pasado la generación solar aumentó 25% y la eólica 8% frente a 2023; en conjunto, las renovables (principalmente solar, eólica e hidro) representaron cerca de 22% de la electricidad y seguirán ganando participación en 2025. Para este año, la EIA y analistas prevén que el solar podría constituir aproximadamente la mitad de la nueva capacidad instalada, con Texas y el suroeste liderando.
Del lado mexicano, el Plan Sonora se ha vuelto la bandera de una frontera solar. El megaproyecto fotovoltaico de Puerto Peñasco —concebido para superar 1 GW— abrió en junio de 2025 nuevos procesos de licitación para su siguiente etapa y mantiene su hoja de ruta de expansión a 2028, lo que será clave para abastecer carga turística, logística y de manufactura en la franja Sonora–Arizona–Baja. Los inventarios públicos también documentan la progresión por fases y localización del complejo, útil para planear líneas y almacenamiento.
En la costa del Pacífico, la arquitectura transfronteriza ya existe y se está reforzando. ESJ opera con contrato de largo plazo y una línea de transmisión que cruza hacia la subestación East County de California; Cimarrón usará esa misma “autopista eléctrica” y se espera que empiece a generar a finales de 2025 e inicie operaciones comerciales en el primer semestre de 2026. El financiamiento y acompañamiento de banca binacional como el North American Development Bank (NADB) a la primera fase de ESJ —incluida la línea transfronteriza— ilustra cómo estructurar proyectos que reduzcan riesgo regulatorio y de mercado.
La economía política de 2025, sin embargo, no es trivial. Mientras México ha planteado metas más ambiciosas hacia 2030 —con señales desde octubre de 2024 de elevar la participación renovable—, en Estados Unidos hay un entorno federal más incierto para incentivos a nuevos proyectos, aunque el despliegue solar y de baterías sigue fuerte por demanda y competitividad de costos. La lectura académica coincide: la relación energético-comercial exige actualizar reglas de juego ante choques de política industrial, tarifas y seguridad de suministro, con el 85% de las exportaciones mexicanas dependiendo del mercado estadounidense. Para los municipios fronterizos, eso significa planear con redundancia de interconexiones, almacenamiento y contratos.
¿Qué aprendimos en 2024 que sirve para 2025? Primero, que el cuello de botella no es la tecnología, sino la red. CFE ya programa expansiones solares con baterías en varias plantas —incluido el propio Puerto Peñasco—, y del lado estadounidense el auge de almacenamiento está acompañando el pico solar vespertino. Segundo, que la bancabilidad mejora cuando las reglas son compatibles: certificaciones RPS, trazabilidad de atributos renovables y PPAs bancables que reconozcan la “nacionalidad” de los megavatios. Tercero, que los corredores logísticos (maquila, data centers, agroexportación) son los anclajes de demanda que hacen rentables los proyectos binacionales.
Mi pronóstico para 2025: el potencial se destrabará si hay tres movimientos coordinados. Uno, pasar de proyectos aislados a “programas” de transmisión transfronteriza con ventanillas únicas CRE–CFE–FERC/CAISO/ERCOT, priorizando Baja California–California y Sonora–Arizona, y estandarizando certificados para que los municipios puedan comprar energía limpia sin litigios de contabilidad. Dos, acelerar almacenamiento a escala como requisito de interconexión en nuevos parques y subastas locales para servicios auxiliares; la estadística de 2024 demuestra que donde entra batería, sube el factor de aprovechamiento solar/eólico y baja la congestión. Tres, proteger cadenas de suministro frente a aranceles y volatilidad regulatoria, manteniendo la señal económica: hoy, incluso con incertidumbre federal, el mercado sigue instalando más solar y almacenamiento por costo y demanda. Si alcaldías, estados y empresas anclan demanda con contratos regionales de 10–20 años, la frontera puede convertirse en el mayor laboratorio de electrificación limpia de Norteamérica.
Escrito por: Editorial
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