Por Redacción
Análisis completo de CFE Digital (2018-2025): modernización de medidores inteligentes y redes eléctricas inteligentes, casos de éxito y polémicas.
La transformación digital de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) apunta a modernizar la red eléctrica nacional mediante la adopción de tecnologías avanzadas. Desde la reforma energética de 2013 México se comprometió a desplegar medidores inteligentes (AMI) en todo el país. De hecho, estudios especializados estiman que para 2025 se instalarán cerca de 30.2 millones de medidores avanzados. El objetivo es claro: reducir pérdidas eléctricas (que superan el 20% en algunas zonas) y mejorar la eficiencia operativa. Este plan forma parte de un programa integral de redes inteligentes impulsado por SENER y la hoy extinta CRE, que busca optimizar la medición, transmisión y distribución de energía. Sin embargo, el camino no ha sido sencillo: la digitalización de la red eléctrica enfrenta múltiples retos, genera oportunidades e incluso suscita controversias sobre costos, proveedores y seguridad.
El despliegue de tecnología digital en la red eléctrica mexicana choca con desafíos técnicos, económicos y regulatorios. En primer lugar, la CFE heredó una infraestructura amplia pero anticuada: más de 111,000 km de líneas de transmisión y cientos de miles de torres, muchas sin capacidad de monitoreo remoto. Integrar sensores y sistemas de comunicación en esta red dispersa es costoso y complejo. Además, se debe coordinar la inversión con organismos públicos (SENER, CENACE) y legislaciones vigentes como la Ley de la Industria Eléctrica. La regulación más reciente en medición (NOM-001-CRE/SCFI-2019) exige mediciones más exactas y comunicación remota de los consumos, pero su implementación depende de recursos presupuestales y licitaciones transparentes.
Otro reto clave son las pérdidas no técnicas (robo de energía). La zona metropolitana de Ciudad de México y algunos distritos sufren elevados porcentajes de conexiones clandestinas. La CFE argumenta que los medidores AMI permitirán detectar fraudes y manipulación al instante. Sin embargo, esto también genera resistencias sociales: muchos usuarios no entienden cómo funcionan los nuevos medidores y temen sanciones. Las autoridades han tenido que informar que fallas técnicas son reemplazadas gratuitamente, pero las manipulaciones intencionales acarrean multas de hasta 1,000 días de salario mínimo y penas de cárcel. La confusión alrededor de estas normas ha originado denuncias de fraudes y hasta campañas de desinformación en redes sociales.
En el ámbito tecnológico, otro obstáculo es la ciberseguridad. Al digitalizarse, la red eléctrica se vuelve vulnerable a ataques informáticos. Proyectos recientes contemplan reforzar la seguridad: por ejemplo, la solución GridBeats (de GE/Vernova y el mexicano Mexmot) incorpora detección de ciberamenazas para subestaciones digitales. Aun así, mantener la red protegida requiere capacitación continua y estándares rigurosos, un desafío para todos los distribuidores, incluidos la CFE y reguladores.
Pese a los retos, la digitalización ofrece claras ventajas. Los medidores inteligentes permiten lecturas de consumo remotas y en tiempo real, lo que reduce la necesidad de visitas presenciales y acelera la atención al cliente. Con mediciones precisas al minuto, la facturación es más justa y transparente. Además, la CFE ha desplegado operativos en todo el país para actualizar medidores anticuados por dispositivos AMI, lo que según la propia CFE mejora la transparencia en la facturación y la detección de conexiones ilegales.
En la operación de red, la adopción de tecnología permite un mejor monitoreo de infraestructura. Por ejemplo, la CFE ha invertido en proyectos de modernización de transmisión (más de 2,286 millones de dólares entre 2024-2025) para reforzar subestaciones, aplicar termografía infrarroja desde helicópteros y mejorar protecciones contra cortocircuitos. Simultáneamente, soluciones de software con inteligencia artificial permiten predecir fallas en las redes de alta tensión. La alianza CFE–Mexmot/GE lanzó GridBeats, un sistema que usa sensores en cada subestación y almacena datos en la nube para anticipar mantenimientos y optimizar la red. Estos desarrollos aumentan la confiabilidad y la calidad del suministro eléctrico, un objetivo fundamental de la estrategia digital.
En términos financieros, el programa de redes inteligentes generó ahorros y eficiencias. En 2018, por ejemplo, la CFE aseguró que pudo comprar 3.18 millones de medidores (amplio stock para AMI) con un ahorro de 384 millones de pesos respecto al año anterior. Este tipo de economías de escala y optimización de procesos formaron parte de las metas del Plan de Negocios 2018-2022 y su continuación 2023-2027. En el área de gestión interna, la CFE Transmisión reporta la implementación de herramientas de ciberseguridad, cloud e IA colaborativa para agilizar trámites y proteger los datos del sistema eléctrico.
A la par de los logros, han surgido casos polémicos que han generado debates. Uno de los más destacados fue la adjudicación de contratos de medidores a empresas ligadas al empresario Carlos Peralta, específicamente IUSA y Conymed, en medio de investigaciones por prácticas monopólicas. En 2018 medios reportaron que la CFE otorgó licitaciones millonarias a estas compañías (monofásicos y trifásicos) bajo el argumento de ahorros, a pesar de que Cofece investigaba a las mismas por concentración de mercado. Los críticos señalaron falta de competencia y conflicto de interés en ese proceso.
Otra controversia surgió con la participación de proveedores internacionales. Huawei, por ejemplo, ha promovido tecnologías de conectividad (eLTE-IoT) para la red eléctrica mexicana. Si bien estos proyectos buscaban ampliar el ancho de banda de comunicación, en México y el mundo las empresas chinas en el sector energético han sido vistas con suspicacia por motivos de seguridad. Hasta la fecha no se han revelado vulnerabilidades concretas, pero el tema aviva la discusión sobre dependencia tecnológica y soberanía. Por ello, la CFE combina proveedores globales con fabricantes nacionales (como IUSA o Siemens) para equilibrar costos y riesgos.
En el plano social, ha habido reclamos por la manera en que se comunican estos cambios. Algunos consumidores advierten que no siempre se les explica claramente el funcionamiento de los nuevos medidores ni el significado de sus luces LED (que indican estado de batería, red, etc.). Publicaciones recientes advierten que ignorar estas señales puede derivar en fallos o cortes inesperados. Por ello, en sus operativos la CFE insiste en identificarse debidamente (con uniforme y credencial) y solo realizar el cambio con consentimiento del usuario. La Comisión recuerda que el cambio no cuesta nada al usuario si se trata de un reemplazo legítimo. Aun así, la expansión de la digitalización ha generado desconfianza en algunos sectores, lo que obliga a reforzar campañas informativas.
Para dimensionar el esfuerzo de CFE Digital, conviene contrastarlo con otros casos globales. En España, Iberdrola lidera un ambicioso programa de redes inteligentes: invertirá 21,500 millones de euros (60% de su plan estratégico) en modernizar redes en EE. UU., Reino Unido, Brasil y España. Esta inversión masiva busca integrar renovables y aplicaciones avanzadas en la red. Similarmente, Enel considera las redes inteligentes como pilar de la transición energética en cada mercado donde opera. Estas empresas gozan de márgenes privados y flujos de inversión distintos, pero muestran que la tendencia global es impulsar la automatización y digitalización para mejorar la resiliencia del sistema. CFE, como empresa pública con obligaciones sociales, ha adoptado un enfoque gradual: ha priorizado las zonas de mayor pérdida no técnica y los proyectos regulatorios (PIDIREGAS, redes inteligentes de SENER) antes de una actualización masiva. No obstante, México comparte con esos países el uso de analítica de datos y monitoreo en tiempo real. Por ejemplo, la alianza GridBeats implementa aquí tecnologías de última generación ya probadas en Europa y América.
En suma, aunque CFE ha avanzado menos “de golpe” que algunos competidores privados, su programa digital se alinea con la visión global de una red eléctrica inteligente – con monitoreo bidireccional, flexibilidad y ciberseguridad como ejes de mejora. Las diferencias radican en el contexto mexicano: la CFE opera en un mercado mayorista regulado, con marco legal propio (Ley de la Industria Eléctrica, mandato estatal) y en un periodo de cambio político. Esto implica que la evolución digital de la CFE está también condicionada por decisiones gubernamentales y políticas públicas de largo plazo, como el Programa Sectorial de Energía 2020-2024 o los planes de infraestructura digital del gobierno.
La iniciativa CFE Digital ha puesto en marcha la modernización del sistema eléctrico mexicano con un enfoque mixto: mejoras visibles (aplicación móvil, medidores digitales, actualizaciones de facturación) y proyectos de fondo (automatización de subestaciones, inversión en ciberseguridad, programas de redes inteligentes). Entre 2018 y 2025, la CFE y SENER han destapado nuevas partidas presupuestales para tecnología eléctrica y han colaborado con organismos multilaterales (por ejemplo, la OLADE o el BID han estudiado el potencial de redes inteligentes en América Latina). Aunque los retos son significativos —desde infraestructura deficiente hasta reclamos sociales y cuestionamientos legales—, la transformación digital también trae ventajas palpables: reducción de pérdidas, mejor servicio al usuario y resiliencia ante nuevas fuentes renovables.
El futuro cercano vislumbra una red cada vez más automatizada: se planea monitorear la totalidad de los 110,000 km de líneas de transmisión con sensores inteligentes y algoritmos predictivos. En el nivel de distribución, la meta de 30 millones de medidores instalados para 2025 mantiene vigencia. A mediano plazo, la meta es consolidar un mercado eléctrico eficiente y transparente, donde el combate al robo de energía y la productividad operativa vayan de la mano con un servicio al cliente renovado.
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¿Cómo funciona el medidor inteligente de CFE?
El medidor inteligente (AMI) registra el consumo eléctrico de forma continua y remota. Gracias a ello, envía datos de consumo cada 15 minutos a centros de control, lo que elimina lecturas manuales. Según la CFE, estos equipos ofrecen mayor precisión de facturación, permiten realizar cortes y reconexiones a distancia y emiten alertas si detectan anomalías o manipulaciones en el suministro. Algunos LED en el medidor indican su estado (alimentación, red, fallas), por lo que al observarlos correctamente puede informarse si hay algún problema.
¿Qué sucede si el medidor inteligente falla?
Si el medidor presenta una falla técnica no intencional, la CFE lo reemplaza sin costo para el usuario. En cambio, si la falla es causada por una manipulación (como el uso de “diablitos”), la CFE impone sanciones. El artículo 368 del Código Penal Federal establece multas (hasta 1,000 días de salario mínimo) y cárcel (3 a 10 años) para quien altere ilegalmente el medidor o el suministro. Por eso, ante cualquier duda, se debe llamar a CFE (071) para verificar a los técnicos autorizados.
¿Es obligatorio cambiar mi medidor antiguo por uno inteligente?
Sí, la ley faculta a la CFE para actualizar el equipo de medición siempre que haya justificación técnica (quejas de alta facturación, desgaste del medidor, irregularidades detectadas, etc.). La NOM-001-CRE/SCFI-2019 define que los sistemas de medición deben ser más exactos y contar con comunicación remota. En la práctica, la CFE avanza con visitas programadas para realizar el cambio: no se puede negar la sustitución sin motivo, pero los usuarios deben asegurarse de que el personal muestre identificación oficial y no solicite pagos en efectivo. En todo caso, la sustitución es gratuita si el medidor antiguo está fallando; el único costo para el usuario sería en caso de comprobada manipulación.
¿Cómo detecta la CFE fraudes o consumo irregular?
Los medidores AMI tienen funciones de seguridad incorporadas. Registran el flujo de energía continuamente y comparan el consumo con parámetros normales. Si detectan una caída súbita de consumo o un corte en la señal, se envía una alerta automáticamente. Además, la CFE utiliza helibopters y cámaras termográficas para detectar conexiones clandestinas desde el aire. En operativos recientes, la empresa intercambia datos entre medidores para identificar patrones anómalos. En resumen, el sistema digitalizado mejora la capacidad de detección de robo de energía, acelerando las inspecciones y disminuyendo pérdidas en la red.
¿Cuánto ha invertido la CFE en la modernización digital?
La inversión es considerable. Sólo en transmisión nacional, la CFE anunció 2,286 millones de dólares para modernizar 59 proyectos entre 2024-2025, con otros 65 por ejecutar. Para llegar a 2030, México calcula más de 5,500 millones de dólares en 158 proyectos de transmisión inteligente. En distribución, el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes de 2017 proyectó financiar miles de medidores AMI (ya se instalaron ~772 mil hasta 2016). Estas cifras muestran que la inversión es alta, pero también necesaria para una red eléctrica más confiable y eficiente.
¿Qué implica la ciberseguridad en la red inteligente?
Al conectarse miles de dispositivos (medidores, sensores, subestaciones), se crean nuevos puntos vulnerables. Por eso las soluciones implementadas consideran seguridad informática desde el diseño. Por ejemplo, la plataforma GridBeats incluye protección contra ciberataques en los equipos críticos. Asimismo, CENACE fortaleció su infraestructura de red (con tecnología de alta capacidad, incluso con proveedores como Huawei) para garantizar la continuidad operativa. Sin embargo, el tema requiere vigilancia constante: se deben actualizar antivirus, restringir accesos y capacitar al personal de TI. El Estado y la CFE mantienen protocolos de seguridad de acuerdo con estándares internacionales (ISO, NIST) y colaboran con instancias regulatorias para evaluar riesgos emergentes.
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