La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó seis permisos de generación solar fotovoltaica para proyectos privados que suman 649 MW netos y una inversión de alrededor de 750 millones de dólares. Los permisos quedaron en manos de tres grupos: Cox, Ammper Generación (de Invex) y Viva el Sol, y llevan fecha del 5 de noviembre de 2026. La Secretaría de Energía (Sener) los dio a conocer en un comunicado el viernes 6 de noviembre.
Estos permisos solares en México forman parte de la segunda convocatoria del Gobierno dirigida a la iniciativa privada, conocida como Privados II. Aquí se explica qué se aprobó, quién se quedó con cada proyecto, dónde se construirán las plantas y qué condiciones tienen que cumplir las empresas, con datos de Bloomberg Línea, Energía Estratégica y El Ecosistema Startup.
Permisos solares en México: qué aprobó la CNE
La aprobación se tomó en la novena sesión extraordinaria del Comité Técnico de la CNE, el 5 de noviembre de 2026, y los resultados se publicaron al día siguiente en la plataforma Ventanilla Energía. Los permisos operarán bajo la figura de generación del Mercado Eléctrico Mayorista.
En total, las seis centrales suman 649 MW netos de capacidad autorizada, de acuerdo con la Sener. Energía Estratégica estima una producción de 1,881 GWh al año. La Sener calcula una inversión de alrededor de 750 millones de dólares. Todos los proyectos incluyen almacenamiento en baterías: 204 MW y cerca de 628 MWh.
Hay una precisión de cifras. Los títulos de permiso declaran 751.08 MWac de potencia fotovoltaica sumando las seis centrales, según Energía Estratégica, mientras que el Gobierno comunica 649 MW de capacidad neta. No es una contradicción: son dos formas de medir la misma cartera.
Cuántos proyectos pasaron el filtro
El proceso recibió 57 solicitudes de permisos de generación. De ese universo, 31 cumplieron los requisitos iniciales, pero solo seis acreditaron todas las condiciones técnicas y regulatorias. Eso equivale a 10.5% de las solicitudes, según Energía Estratégica; El Ecosistema Startup lo redondea a 11%.
La primera convocatoria para privados, realizada en diciembre de 2025, había adjudicado alrededor de 3.3 GW renovables y 1.2 GW de almacenamiento, con proyectos solares y eólicos de distintas compañías. Entre ellos hubo dos permisos para Green Park Energy, que entonces estaba en manos de Iberdrola y ahora forma parte del grupo Cox tras el cierre de la compra de los activos mexicanos de Iberdrola en abril de 2026.
Quién obtuvo cada permiso: Cox, Ammper y Viva el Sol
| Proyecto | Empresa | Ubicación | Potencia (MWac) | Generación anual (GWh) |
|---|---|---|---|---|
| FV Villa Juárez | Green Park Energy (Cox) | El Llano, Aguascalientes | 145.31 | 364.96 |
| FV Cuquío | Green Park Energy (Cox) | Jalisco | 120.71 | 298.72 |
| FV San Diego de la Unión | Green Park Energy (Cox) | Guanajuato | 156.78 | 378.80 |
| Antares | Ammper Generación (Invex) | Ixtacuixtla, Tlaxcala | 185.60 | 508.50 |
| Arcturus Solar | Ammper Generación (Invex) | Yautepec, Morelos | 130.68 | 297.37 |
| Aurora I | Viva el Sol F1 | Nadadores, Coahuila | 12.00 | 32.44 |
Cox obtuvo la mayor cantidad de permisos: tres, que suman 422.80 MWac y 1,042.48 GWh al año, alrededor de 55.4% de la energía que generarían las seis centrales. Ammper Generación reúne dos permisos, con 316.28 MWac y 805.87 GWh anuales, es decir, 42.8% del total. Viva el Sol aporta Aurora I, el proyecto más pequeño de la cartera, con 12 MWac.
Antares, en Tlaxcala, es la central de mayor potencia individual entre las seis, con 185.60 MWac, y también la de mayor producción prevista.
Dónde se construirán las plantas
La ubicación responde a la planeación de la Sener y a las necesidades regionales del Sistema Eléctrico Nacional. Por gerencia de control regional, la distribución es esta:
- Occidente: 350 MW netos (cerca de 54%), con los tres proyectos de Cox en Aguascalientes, Jalisco y Guanajuato.
- Oriental: 289 MW netos (44.5%), con Antares y Arcturus Solar en Tlaxcala y Morelos.
- Noreste: 10 MW netos (1.5%), con Aurora I en Coahuila.
Es decir, 98.5% de la capacidad aprobada se concentra en las regiones Occidente y Oriental, mientras que el Noreste participa con una proporción pequeña.
Cuándo entrarían en operación
El calendario es escalonado. Según las estimaciones oficiales, 37% de la capacidad neta entraría en operación en 2028 y el 63% restante en 2029. La primera instalación en operar sería Aurora I, con construcción desde enero de 2027 y fecha máxima de puesta en marcha el 1 de marzo de 2028. Después vendrían FV Cuquío y FV San Diego de la Unión, ambas con fecha máxima del 15 de diciembre de 2028.
En 2029 quedarían Antares y Arcturus Solar, con fecha máxima del 15 de julio, y FV Villa Juárez, que deberá operar a más tardar el 30 de noviembre de 2029. Los permisos establecen que no se justificará una fecha de operación comercial posterior al primer semestre de 2030.
Baterías: lo que exige la convocatoria
La segunda convocatoria obliga a que los proyectos renovables incorporen almacenamiento con una potencia equivalente, como mínimo, a 30% de la capacidad de generación y una duración de al menos tres horas. En el conjunto de las seis autorizaciones, los 204 MW de almacenamiento representan cerca de 31.5% de los 649 MW netos comunicados.
Energía Estratégica detectó una excepción en los títulos: Aurora I declara 3.36 MW y 7.66 MWh, una relación de unas 2.28 horas, por debajo de las tres horas de referencia general. Ese medio señala que la diferencia requiere una aclaración técnica sobre las condiciones específicas de la autorización.
Qué obligaciones tienen las empresas
Los títulos tienen una vigencia de 25 años. Las compañías deben acreditar sus esquemas de financiamiento dentro de los ocho meses posteriores a la notificación de los permisos y presentar las autorizaciones definitivas de impacto ambiental y social en un máximo de seis meses, salvo excepciones vinculadas con procesos de consulta previa, libre e informada. También deben cubrir las garantías de las obras de interconexión y refuerzo ante el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).
Los permisos no se pueden ceder antes de que las centrales entren en operación comercial, y el incumplimiento de los compromisos o de los plazos puede llevar a su revocación. Que un permiso se otorgue no significa que la planta exista: la construcción depende de que cada empresa consiga el financiamiento y las autorizaciones.
Por qué importa para el sistema eléctrico
El Ecosistema Startup recuerda que la meta oficial es elevar la participación de las fuentes renovables de 24% a 38% de la generación eléctrica en 2030. Los seis permisos se inscriben en esa ruta con generación privada.
El sitio ya ha cubierto la parte pública de esa estrategia. En La CFE anuncia inversiones millonarias para fortalecer la electricidad en México y en Inversión eléctrica a 2030: 1.16 billones y 99.88% de cobertura se explican inversiones y metas del sector eléctrico. Para quienes piensan en energía solar en casa, la guía Paneles solares en casa: así puedes conectarlos a CFE resume el trámite. Las cifras de esos textos son de sus fechas de publicación.
Como se trata de permisos y no de plantas construidas, lo que sigue son los plazos: el financiamiento en ocho meses, los permisos ambientales en seis y el inicio de obras entre enero y septiembre de 2027.
Preguntas frecuentes sobre los permisos solares en México
¿Qué permisos solares aprobó México en noviembre de 2026?
La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó seis permisos de generación fotovoltaica para proyectos privados, en la segunda convocatoria dirigida a la iniciativa privada. Suman 649 MW netos, según la Secretaría de Energía, y una inversión de alrededor de 750 millones de dólares. Los permisos llevan fecha del 5 de noviembre de 2026.
¿Qué empresas obtuvieron los permisos?
Tres grupos: Cox, a través de Green Park Energy, con tres permisos; Ammper Generación, subsidiaria de Invex, con dos; y Viva el Sol, con uno. Los proyectos de Cox están en Aguascalientes, Jalisco y Guanajuato; los de Invex, en Tlaxcala y Morelos; y el de Viva el Sol, en Coahuila.
¿Cuándo empezarán a operar las plantas?
Según las estimaciones oficiales, 37% de la capacidad neta entraría en operación en 2028 y 63% en 2029. La primera sería Aurora I, en Coahuila, con fecha máxima de marzo de 2028; la última, FV Villa Juárez, en Aguascalientes, con fecha máxima del 30 de noviembre de 2029. Las fechas dependen de que las empresas cumplan sus obligaciones.
¿Por qué hay dos cifras de capacidad, 649 y 751 MW?
El Gobierno comunica 649 MW de capacidad neta autorizada. Los títulos de permiso, en cambio, declaran 751.08 MWac de potencia fotovoltaica sumando las seis centrales, según Energía Estratégica. Son mediciones distintas: una neta y otra de potencia declarada en corriente alterna.
¿Los proyectos incluyen baterías?
Sí. Los seis proyectos incorporan almacenamiento: 204 MW y cerca de 628 MWh en conjunto. La convocatoria exige baterías con una potencia de al menos 30% de la generación y una duración mínima de tres horas.
Los seis permisos de la CNE abren una etapa de construcción que, de cumplirse los calendarios, terminaría antes de 2030. Los 649 MW netos y los 750 millones de dólares son cifras de autorización; la cifra que importará de verdad será la de la energía que entre al sistema, y eso se medirá cuando cada planta empiece a operar.
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