El costo político del apagón: presión sobre CFE y credibilidad del sistema eléctrico mexicano

Una fábrica puede absorber que se apague una lámpara. Lo que no necesariamente puede absorber sin costo es que se detenga una línea automatizada, pierda temperatura una cámara de refrigeración, se interrumpa un horno, caigan bombas o sea necesario reiniciar durante horas un proceso industrial que sólo estuvo unos minutos sin suministro.

Allí empieza la dimensión empresarial del apagón. La dimensión institucional aparece después: cuando directivos, inversionistas y usuarios quieren saber qué falló, cuánto tardará en recuperarse, si puede repetirse y qué parte del sistema tiene que cambiar.

Esa distinción importa porque la palabra “apagón” suele comprimir fenómenos completamente diferentes. México ha tenido interrupciones por déficit de generación, desbalances del sistema, fallas de transmisión, problemas con combustible y fenómenos meteorológicos. Atribuirlos todos a “falta de electricidad” o a una sola institución conduce a conclusiones técnicas equivocadas.

Antes de culpar a alguien: qué puede significar realmente “se fue la luz”

El Sistema Eléctrico Nacional funciona como una cadena. Las centrales producen electricidad; la transmisión mueve grandes bloques de energía; las subestaciones cambian niveles de tensión; la distribución acerca la energía a ciudades y empresas; y finalmente el usuario la consume. Una interrupción puede originarse en cualquiera de esos eslabones.

Un apagón es una expresión de uso común para describir pérdida de suministro, pero técnicamente conviene hablar de interrupción y determinar su alcance. Una interrupción es la suspensión del suministro a determinados usuarios; puede ser imprevista o deliberadamente aplicada para proteger al sistema.

Una falla es una condición anormal en un equipo o instalación y no siempre termina en una interrupción amplia. Una desconexión ocurre cuando una línea, central, transformador o carga sale de operación, ya sea por protección automática o por una maniobra instruida.

Una pérdida de generación significa que centrales que deberían aportar potencia dejan de hacerlo. Si en ese momento la demanda supera suficientemente la generación disponible, la frecuencia puede caer. México opera nominalmente alrededor de 60 Hz; una baja frecuencia es una señal de que generación y demanda dejaron de estar equilibradas.

Para evitar que ese desbalance se convierta en un colapso mayor puede aplicarse una desconexión de carga: retirar temporalmente consumo de forma automática o controlada. Aunque para el usuario el resultado también es quedarse sin electricidad, el objetivo técnico es precisamente proteger el resto del sistema.

Una falla de transmisión afecta la red de alta tensión que mueve grandes cantidades de energía. Una falla de distribución ocurre más cerca del usuario: circuitos, postes, transformadores locales o alimentadores. Más centrales generadoras no reparan automáticamente ninguna de esas dos fallas.

Y existe un último concepto: calidad de energía. Una empresa puede no sufrir un apagón completo y aun así enfrentar variaciones de tensión, microinterrupciones, armónicos o transitorios capaces de disparar protecciones y afectar equipos sensibles.

La arquitectura de la red que existe detrás de estas fallas se explica con mayor profundidad en el análisis de transmisión eléctrica y capacidad de red de AI Regula Solutions .

Seis eventos que muestran seis problemas diferentes

La siguiente cronología no pretende ser un inventario completo de apagones en México. Selecciona eventos que permiten distinguir causas y responsabilidades diferentes. Eso es más útil para una empresa que acumular una larga lista de cortes sin contexto técnico.

Metodología: se privilegió información de CENACE y CFE. Cuando un comunicado describe una causa inicial pero anuncia una investigación posterior, el artículo no la presenta como causa raíz definitiva. Fecha de corte: 31 de agosto de 2026.

El disturbio de 2020: por qué una explicación también forma parte de la confiabilidad

El evento del 28 de diciembre de 2020 comenzó con la desconexión de dos líneas de 400 kV entre Güémez y Lajas y terminó afectando a 10.3 millones de usuarios. Las protecciones de baja frecuencia operaron para limitar un daño mayor y el servicio se recuperó rápidamente para la escala del disturbio.

El caso también mostró otra dimensión: la comunicación de una falla puede convertirse por sí misma en un problema institucional. La explicación inicial evolucionó durante los días posteriores y CFE reconoció públicamente que investigaba el origen de un oficio asociado al incendio que había sido señalado como apócrifo.

Meses después, un panel presentado por CFE como independiente confirmó el incendio como evento iniciador y señaló otras condiciones que contribuyeron a la pérdida de estabilidad. El Informe de Gestión 2018–2024 de CENACE también describe la desconexión de las líneas Güémez–Lajas por un incendio debajo de ellas y la posterior propagación de fallas.

El aprendizaje institucional no es que una explicación preliminar deba ser perfecta en minutos. Es que debe estar claramente etiquetada como preliminar, actualizarse conforme aparece evidencia y terminar en un documento técnico que cierre la incertidumbre.

Febrero de 2021: un apagón puede comenzar fuera de la red eléctrica

La tormenta invernal que golpeó Texas en febrero de 2021 redujo la disponibilidad de gas natural importado a México. CFE informó que en la fase inicial quedaron fuera de operación 5,323 MW: 3,339 MW correspondientes a productores externos y 1,984 MW de CFE.

El déficit obligó a aplicar desconexiones. El 15 de febrero operó un disparo automático de carga que dejó sin servicio a 4.8 millones de usuarios en estados del norte y noreste. Más tarde, CENACE solicitó nuevas interrupciones para estabilizar el sistema y el episodio se extendió a otras entidades.

Este caso demuestra que confiabilidad eléctrica también depende de combustible. Tener centrales de ciclo combinado instaladas no sirve de la misma manera cuando el gas necesario para operarlas deja de estar disponible. La respuesta incluyó hidroeléctricas, combustibles alternativos y suministro adicional de gas desde Manzanillo y Altamira.

Para una empresa, la lección es que resiliencia no significa únicamente tener una línea eléctrica redundante. También importa qué riesgos existen aguas arriba de la generación que abastece a la región.

Mayo de 2024: el momento en que la reserva dejó de ser una abstracción

Los eventos del 7 al 9 de mayo de 2024 son probablemente los más útiles para entender la relación entre un problema técnico y la confianza empresarial. El 7 de mayo, CENACE registró una demanda máxima de 49,887 MW. Durante la tarde salieron unidades generadoras y disminuyó producción eólica y fotovoltaica respecto de lo programado.

A las 17:04 el Sistema Interconectado Nacional entró en Estado Operativo de Emergencia porque el Margen de Reserva Operativa descendió por debajo de 3%. Primero fue necesario interrumpir rotativamente 200 MW. Más tarde, con nuevas pérdidas de generación y el incremento de la demanda nocturna, se llegó a interrumpir hasta 2,610 MW.

Eso no fue un “colapso nacional”. Fueron cortes de carga deliberados para evitar que un problema de reserva escalara. La precisión importa porque una desconexión preventiva es evidencia de tensión operativa, pero también de que los mecanismos de protección y control se utilizaron para preservar la integridad del resto del sistema.

La reacción empresarial fue distinta. INDEX Nacional sostuvo que las interrupciones afectaban la operación de empresas y enviaban una señal de vulnerabilidad ante inversiones asociadas al nearshoring. La industria cárnica reportó impactos en producción, refrigeración y reinicio de procesos; representantes del sector señalaron que algunas líneas robotizadas podían requerir entre tres y cuatro horas para volver a operar normalmente.

No existe, sin embargo, una cifra oficial única que permita afirmar cuánto “le costaron a México” los apagones de mayo. Existen estimaciones de cámaras regionales y sectores concretos, pero agregarlas como si midieran la economía nacional produciría una cifra artificial.

Para entender dónde una alta demanda puede coincidir con restricciones de infraestructura, AI Regula Solutions desarrolló el mapa de zonas bajo estrés eléctrico en México y el análisis sobre dónde se disputan los nuevos megawatts industriales y tecnológicos .

Alberto: por qué una tormenta no prueba falta de generación

El 20 de junio de 2024 la tormenta tropical Alberto afectó a 477,272 usuarios en cinco estados. CFE reportó que 47% recuperó suministro en seis horas, 80% en catorce y la normalidad se alcanzó en 37 horas.

Este episodio es esencial para evitar una conclusión común: no todo corte de energía demuestra insuficiencia del SEN. Una tormenta puede derribar infraestructura de distribución, inundar instalaciones, tumbar árboles sobre circuitos o dificultar el acceso de cuadrillas aun cuando haya generación suficiente en el sistema.

En ese tipo de evento, el indicador institucional más relevante no es únicamente la reserva de generación. Importan preparación meteorológica, disponibilidad de cuadrillas, inventarios de postes y transformadores, comunicaciones, seguridad y velocidad de restauración.

La Península en 2025: dos apagones, dos causas distintas

En marzo de 2025, CFE reportó mala calidad del gas natural en Mayakán por alto contenido de humedad, asociada a una falla en la central de cogeneración Nuevo Pemex. Varias centrales tuvieron que cambiar de combustible y se aplicaron cortes rotativos. La carga de toda la zona quedó restablecida a las 02:10 del 25 de marzo.

Seis meses después, el 26 de septiembre, la Península volvió a sufrir una afectación importante, pero por una secuencia diferente. CFE informó que durante trabajos de mantenimiento en líneas de 400 kV ocurrió una falla que provocó la salida de nueve centrales del Sureste, con dieciséis unidades. Resultaron afectados 2.276 millones de usuarios.

El 100% quedó restablecido después de seis horas y 21 minutos. CFE informó ese mismo día que realizaría un análisis técnico para determinar la causa raíz y prevenir recurrencias.

En la revisión de fuentes públicas realizada para este artículo no se localizó, al 31 de agosto de 2026, un informe final de causa raíz de acceso público que cierre esa investigación. Esto no permite afirmar negligencia ni asignar una responsabilidad que no esté documentada. Sí permite señalar un problema de gobernanza: para un evento de esa magnitud, publicar el cierre técnico aumenta la trazabilidad y reduce el espacio para especulación.

Causa vs percepción: cinco conclusiones que no deben darse por hechas

El costo para una empresa comienza antes de poder calcular pérdidas

Una interrupción de diez minutos no tiene el mismo efecto en una oficina que en una fundición. Tampoco significa lo mismo para una tienda que para un data center. El valor económico del suministro depende del proceso que está conectado.

En manufactura automatizada, detener una línea puede obligar a revisar producto en proceso, reprogramar equipos y validar condiciones antes del reinicio. En alimentos, la pérdida de refrigeración introduce riesgo de merma y seguridad sanitaria. En logística, un corte puede detener bandas, lectores, sistemas de inventario, puertas automatizadas y comunicaciones.

En mayo de 2024 el Consejo Mexicano de la Carne informó que la industria ya observaba efectos en producción y distribución, mientras empresas evaluaban las pérdidas. En Jalisco, el Consejo de Cámaras Industriales estimó posteriormente afectaciones acumuladas entre 200 y 250 millones de pesos asociadas a interrupciones registradas en la entidad. Son estimaciones sectoriales y regionales, no una metodología nacional de costo de apagones.

El costo que no aparece en el recibo de luz

Una empresa expuesta a interrupciones no necesita esperar a que ocurra otra para empezar a gastar. La percepción de riesgo puede trasladarse a CAPEX mediante UPS, baterías, generadores, tableros redundantes, transformadores adicionales, monitoreo, combustible almacenado y contratos de mantenimiento.

Es un costo paradójico: aunque el sistema eléctrico funcione correctamente la mayor parte del tiempo, una instalación crítica puede justificar millones de pesos en infraestructura que sólo pretende usar cuando la red no esté disponible.

Estos equipos no convierten al usuario en una isla invulnerable. Los generadores requieren combustible y mantenimiento; las baterías tienen una autonomía definida; una doble acometida pierde valor si las dos rutas comparten el mismo punto vulnerable; y una UPS protege cargas específicas, no necesariamente una planta entera.

La arquitectura de continuidad para instalaciones digitales se desarrolla en la guía de calidad de energía y respaldo para data centers , mientras el análisis de almacenamiento eléctrico en México explica cuándo las baterías aportan flexibilidad y cuándo no sustituyen infraestructura de red.

¿Los apagones frenan inversión?

La respuesta demostrable es más prudente que muchos titulares: pueden elevar el riesgo percibido y los costos de continuidad, pero eso no equivale automáticamente a demostrar que una inversión fue cancelada por un apagón.

INDEX Nacional señaló durante los eventos de mayo de 2024 que las afectaciones mermaban capacidad operativa y enviaban una señal de vulnerabilidad ante la llegada de inversiones por nearshoring. Esa preocupación empresarial es evidencia relevante porque procede directamente de una organización manufacturera.

Pero un sitio industrial se decide por múltiples variables: acceso a Estados Unidos, personal, agua, suelo, seguridad, impuestos, gas, permisos, proveedores, logística y electricidad. Atribuir una decisión corporativa completa a una sola interrupción exige una declaración de la empresa o documentación equivalente.

El vínculo más sólido es indirecto. Si la empresa concluye que necesita más redundancia, un generador mayor, baterías o una subestación propia para operar en determinada región, la confiabilidad ya cambió la economía de la localización aunque el proyecto finalmente sí se construya.

Esta relación entre infraestructura y ejecución también aparece en el análisis de cuánto depende el Plan México de la energía .

El problema de la credibilidad no es sólo cuántas veces se va la luz

Dos sistemas pueden tener el mismo número de interrupciones y generar percepciones distintas. La diferencia está en cuánto duran, cuánto territorio afectan, qué tan rápido se explican y si las causas vuelven a repetirse.

Para una institución, decir rápidamente “estamos investigando” es preferible a asignar una causa sin evidencia suficiente. Después debe existir una segunda capa: la explicación técnica. Y una tercera: acciones correctivas con responsables, calendario y seguimiento.

El caso del 26 de septiembre de 2025 en la Península ilustra esa necesidad. CFE informó públicamente la secuencia, publicó hitos de restauración y prometió un análisis de causa raíz. La recuperación operativa fue medible; el cierre técnico debería ser igualmente visible para que usuarios, especialistas y empresas puedan saber qué cambió.

El costo político del apagón, entendido sin partidismo, aparece precisamente ahí: presión sobre instituciones para explicar, justificar inversión, demostrar mantenimiento y responder frente a usuarios y empresas. No es necesario medir intención de voto para hablar de costo institucional.

CFE bajo presión: qué controla y qué no controla

El actual marco del sector eléctrico hace indispensable separar funciones. CENACE ejerce el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional y determina los actos necesarios para mantener seguridad de despacho, confiabilidad, calidad y continuidad. Eso incluye ordenar acciones de emergencia como desconexión de carga.

CFE, por su parte, posee responsabilidades físicas distintas según la función. La Subdirección de Transmisión opera, mantiene, amplía y moderniza la Red Nacional de Transmisión. La función de distribución atiende las Redes Generales de Distribución; y las centrales de CFE forman parte del parque de generación junto con otros generadores.

La Secretaría de Energía supervisa la política y planeación sectorial. La Comisión Nacional de Energía ocupa la función regulatoria dentro del marco reorganizado a partir de 2025.

Por eso una frase como “CFE causó el apagón” sólo es técnicamente válida si se documenta qué activo bajo su responsabilidad originó el disturbio y cuál fue la cadena causal. Que personal de CFE aparezca restaurando el servicio no prueba que haya originado la falla.

¿Más generación evita apagones? Los eventos muestran que no siempre

Mayo de 2024 sí tuvo una dimensión clara de disponibilidad de generación: alta demanda y salidas de unidades redujeron la reserva. Allí aumentar disponibilidad firme puede ayudar.

Septiembre de 2025 en la Península cuenta una historia diferente. La falla se presentó durante trabajos en líneas de alta tensión y después salieron centrales. Construir otra central no elimina por sí mismo una falla iniciada en transmisión.

Alberto muestra una tercera categoría. Cuando viento y lluvia dañan infraestructura local, generación suficiente a cientos de kilómetros no vuelve a levantar un poste ni reemplaza un transformador.

El sistema necesita generación, transmisión, distribución, protecciones, mantenimiento, combustible, almacenamiento, comunicaciones y operación coordinada. La confiabilidad es el resultado del conjunto.

La respuesta institucional también debe medirse con resultados

Sería incorrecto proyectar automáticamente los problemas de mayo de 2024 sobre el sistema de 2026. CFE reportó que entre mayo y agosto de 2025 sólo hubo un día en que el Margen de Reserva Operativo quedó por debajo de 6% durante la máxima diaria, frente a doce días en 2024. El margen promedio reportado subió de 10.81% en 2024 a 13.74% en 2025.

Para el verano de 2026, CENACE restringió autorizaciones de mantenimiento de unidades de generación entre el 30 de abril y el 15 de septiembre debido a las condiciones esperadas de demanda. Y durante la tormenta invernal FERN de enero de 2026, CFE reportó una reserva operativa de 35.97% y activó preventivamente su grupo de atención de emergencias.

Estas medidas no garantizan que no vuelva a ocurrir una interrupción —ningún sistema eléctrico puede prometer riesgo cero—, pero sí muestran que confiabilidad también se construye mediante planeación preventiva y aprendizaje de eventos anteriores.

Qué significa confiabilidad para una empresa

Para consultar eventos y señales territoriales puede utilizarse el monitor de apagones y restablecimientos de AI Regula Solutions , siempre verificando la fuente primaria asociada a cada evento.

Qué indicadores debería publicar México para reducir incertidumbre

México ya publica una parte importante de la información. CENACE muestra estados operativos, demanda y señales del sistema; CFE Distribución publica indicadores como SAIDI, SAIFI y CAIDI, que miden duración y frecuencia promedio de interrupciones.

Lo que todavía podría mejorar es la integración. Para un directivo o inversionista resulta difícil reconstruir un disturbio recorriendo comunicados, tableros, PDFs y distintas unidades institucionales.

La confianza no se recupera prometiendo que nunca habrá otro apagón

Ningún operador serio puede garantizar que jamás volverá a fallar una línea, que ninguna tormenta derribará infraestructura o que nunca saldrán simultáneamente varias centrales. La confiabilidad no significa ausencia absoluta de fallas.

Significa que el sistema tiene margen para absorber contingencias, protecciones que limitan su propagación, infraestructura suficiente, mantenimiento adecuado, planes de restauración y datos que permiten entender qué ocurrió.

Para una empresa, esa diferencia es fundamental. Una interrupción corta y bien explicada, seguida de una reparación verificable, puede convertirse en un evento operativo administrable. Una secuencia recurrente, impredecible y sin cierre técnico obliga a asumir más riesgo y gastar más en continuidad.

Por eso el costo político del apagón no debería medirse únicamente por el ruido que genera el día de la falla. El verdadero costo institucional aparece si el evento erosiona confianza en la capacidad de planear, operar, comunicar y corregir.

Y la forma de recuperar esa confianza es menos espectacular que cualquier discurso: datos completos, infraestructura, prevención, transparencia sobre la causa y evidencia de que la respuesta técnica redujo la probabilidad de repetición.