Un diagnóstico técnico–ejecutivo del sistema eléctrico mexicano al cierre de 2025: reservas reales, mantenimiento diferido, cuellos de botella regionales y señales que anticipan estrés operativo en 2026 para industria, grandes usuarios y desarrolladores.
El cierre de 2025 encuentra al sistema eléctrico mexicano con un rasgo que se repite en distintos niveles de la cadena: la operación se sostiene más por administración de riesgo que por holgura estructural. En generación, el discurso público se apoya en márgenes de reserva “promedio” que, en papel, lucen por encima de umbrales de confiabilidad. En redes, la evidencia cotidiana es otra: más maniobras, más restricciones locales, más cortes programados y una comunicación operativa que, cuando se degrada, suele ser el síntoma y no la causa.
Para ejecutivos e ingenieros, el punto no es si “habrá apagones” como evento mediático; el punto es qué tan frecuente será el modo de operación defensivo en 2026: redispatch caro, restricciones por zona, cargas industriales administradas, diferimientos de mantenimiento y parches de continuidad que elevan el costo total de servir energía, aunque el recibo no lo diga de inmediato.
Durante 2025 se reportó un Margen de Reserva Operativo promedio superior a 12%, con episodios puntuales donde, aun con demanda máxima, el margen se mantuvo cerca de niveles considerados aceptables por el marco técnico. Ese dato, por sí solo, ayuda a explicar por qué el sistema no tuvo que entrar de manera sostenida en esquemas extremos de desconexión. El problema es que el margen agregado no captura la experiencia real de 2026: la confiabilidad se rompe por región, por nodo y por condición de red, no por promedio nacional.
La herencia operativa típica es esta: el sistema puede “tener” capacidad, pero no poder entregarla donde y cuando se necesita por limitaciones en transmisión, transformadores y distribución, o por indisponibilidades que se vuelven crónicas cuando el mantenimiento llega tarde. En ese escenario, 2026 no se define por el número nacional, sino por la dispersión regional del riesgo.
Un corte programado es una confesión operativa: alguien ya midió el riesgo y prefirió administrarlo antes que esperar la falla. La diferencia entre falla y corte programado no es semántica; es gestión de riesgo. En distribución, esa gestión se ve en sustituciones, maniobras y reconfiguraciones que se vuelven más frecuentes cuando los activos operan cerca de su límite térmico o cuando el parque de transformadores y alimentadores ya no absorbe el crecimiento urbano e industrial.
La comunicación deficiente, además, suele delatar presión interna: cuando el aviso se reduce a volantes o anuncios locales tardíos, es señal de un ciclo de planeación corto, con ventanas de mantenimiento apretadas y poca holgura para coordinar con usuarios críticos. No es un problema de “relaciones públicas”; es un indicador de madurez operativa.
La conversación pública suele irse a “faltan plantas”. En el terreno, el estrés de 2025 y el riesgo 2026 se explican mejor como un triángulo: red, pérdidas y gobernanza del mantenimiento.
En redes, el país arrastra retos de ampliación y modernización reconocidos en instrumentos de planeación de largo plazo. En pérdidas, la diferencia entre lo que se genera y lo que se cobra presiona el flujo operativo y distorsiona prioridades: combatir pérdidas no técnicas y reducir pérdidas técnicas compite por recursos con reforzar circuitos, automatizar seccionamientos y modernizar equipos. En gobernanza, la centralización de decisiones puede acelerar proyectos estratégicos, pero también puede estrechar el espacio para que los problemas locales se atiendan con la velocidad que exige la operación diaria.
Diciembre no define el sistema por clima; lo define por calendario institucional. Es el mes donde se cierran presupuestos, se reordenan mantenimientos, se empujan compras críticas y se decide qué queda como “riesgo aceptado” al primer trimestre. Para industria y grandes usuarios, esto se traduce en una ventana de lectura clave: si el sistema entra a 2026 con backlog de mantenimiento y restricciones locales sin mitigación, el costo real aparecerá en forma de indisponibilidades, variación de calidad de servicio, y, en algunos casos, mayor dependencia de soluciones detrás del medidor.
Para desarrolladores y EPC, diciembre también es un termómetro: si la red muestra señales de saturación en nodos industriales, los estudios y condiciones de interconexión tenderán a endurecerse, los plazos a alargarse y la “incertidumbre de conexión” a convertirse en riesgo financiero real.
Hay cinco señales que, vistas juntas, suelen anticipar un año difícil: más cortes programados en zonas de crecimiento acelerado, mayor dispersión regional de restricciones, incremento de indisponibilidades recurrentes en activos específicos, deterioro de tiempos de respuesta y coordinación con usuarios críticos, y aumento de maniobras operativas para sostener continuidad. La lectura ejecutiva es simple: cuando la red opera con más intervención humana para mantener estabilidad, el margen para errores y fallas encadenadas se reduce.
Para grandes consumidores, la decisión racional en 2026 no es “esperar a ver”; es modelar riesgo por sitio: dualidad de suministro, capacidad de respaldo, calidad de tensión, y un plan de continuidad que asuma que el sistema puede cumplir “en promedio” mientras falla “en el punto”.
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