Rezago de gobernanza en mercados eléctricos transfiere riesgo de precio al consumidor

Cuando los reguladores tardan en actualizar las reglas del mercado eléctrico, el riesgo de precio se concentra en los consumidores en lugar de distribuirse entre generadores y operadores, advierte un análisis de Latitude Media publicado el 29 de junio. La velocidad de decisión institucional, no la infraestructura ni la tecnología, es el cuello de botella de la transición energética.

El análisis documenta que en el mercado PJM, que abastece a 67 millones de clientes en 13 estados de EE.UU., las colas de interconexión acumulaban 2,060 GW de proyectos al cierre de 2025, casi el doble de la flota de generación existente, según el Lawrence Berkeley National Laboratory. Los proyectos se estancan por la secuencia fragmentada de estudios, costos y permisos que ninguna institución controla por sí sola. El Natural Resources Defense Council proyecta costos acumulados de capacidad de hasta 163 mil millones de dólares hacia 2032-2033 si la demanda supera a la oferta, con el consumidor como pagador último.

El patrón no es exclusivo de economías avanzadas. El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) documentó que los apagones de mayo de 2026 en Sumatra y Java-Madura-Bali, Indonesia, originados en una falla de transmisión y agravados por suministro insuficiente de carbón, revelaron la misma disfunción: capacidad nueva que entra sin actualización de códigos de red ni mecanismos de respuesta de la demanda. Indonesia acumulaba apenas 853 MW de solar en techos al cierre de 2025, frente a 6,900 MW en Vietnam.

México tiene 22 GW de nueva capacidad renovable previstos al 2030 en el Plan México, junto con 100 proyectos de transmisión y distribución, según OilPrice. La reforma energética de marzo de 2025 creó la Comisión Nacional de Energía (CNE) como regulador unificado en sustitución de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), con 54 por ciento de generación mínima para la Comisión Federal de Electricidad (CFE). La arquitectura del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y del Código de Red, incluidos los mecanismos de balance y los requisitos de respaldo, no ha recibido modificaciones publicadas que acompañen esta expansión de capacidad.

La experiencia comparada indica que la expansión renovable sin la actualización simultánea de las reglas del MEM traslada el costo de los desbalances a las tarifas industriales y residenciales de la CFE. El desempeño de la CNE en la modernización del Código de Red y la gobernanza del MEM es la variable institucional que definirá si el riesgo se distribuye o se concentra.

Esta nota fue redactada con asistencia de inteligencia artificial a partir de fuentes verificadas y revisada por un editor humano antes de publicarse.