A un año de gestión, el gobierno presume reforma eléctrica, 32 mil mdd en inversión y un plan que agrega 13 mil MW, 275 nuevas líneas y las primeras termosolares de México. Te explicamos qué cambió, dónde va el dinero y qué significa para hogares y empresas.
La promesa no se quedó en discurso: en doce meses, el gobierno cambió las reglas del juego, puso la planeación en el centro y sacó chequera para generación y redes. La reforma eléctrica devolvió a CFE y Pemex la condición de empresas públicas; el plan sectorial activó proyectos en campo y fijó un mapa con más capacidad, más transmisión y más respaldo nocturno gracias a almacenamiento térmico.
La modificación constitucional reubicó al Estado como rector del sistema eléctrico y devolvió a CFE la conducción de la planeación. ¿La novedad? La iniciativa privada no desaparece: puede participar —sobre todo en renovables— bajo reglas claras y cupos definidos, mientras el control del sistema (transmisión y despacho) permanece en el sector público. Con esto, la política energética dejó de ser sólo expansión a “como dé lugar” y pasó a ser expansión ordenada con prioridad a confiabilidad.
El gobierno presume más de 32 mil millones de dólares en el primer paquete de proyectos. Dentro del Plan de Confiabilidad se asignaron 23,400 mdd en tres frentes: generación (12,300 mdd para 13,024 MW adicionales), transmisión (7,500 mdd) y distribución (3,600 mdd). En líneas y subestaciones, la meta del sexenio es 275 nuevas líneas estratégicas y 524 subestaciones con tecnología de última generación para bajar pérdidas, aliviar congestiones y mejorar la calidad del servicio. Además, se anunció un refuerzo específico de más de 8,100 mdd para ampliar el sistema de transmisión y consolidar la interconexión nacional.
En ciclo combinado, ya operan Salamanca (927.1 MW) y San Luis Potosí (437 MW). Para 2025 se preparan Sauz II (Querétaro), Manzanillo III (Colima) y Mérida (Yucatán); entre 2026–2027 se sumarán Lerdo (Durango), González Ortega (Baja California) y San Luis Río Colorado (Sonora), además de centrales de combustión interna en Tuxpan Fase I y Riviera Maya para respaldo regional. La pieza nueva del rompecabezas son dos plantas termosolares de torre en Baja California Sur, con almacenamiento térmico para generar de noche: una apuesta pensada para un sistema históricamente frágil y aislado.
Para los usuarios, esto significa más holgura y menos apagones en picos de calor o tormentas; para la industria, certidumbre en capacidad, interconexión y calidad. El margen de reserva se estabiliza alrededor de 12%, la red crece y se moderniza y el portafolio suma renovables con respaldo. La iniciativa privada entra con reglas explícitas y foco en renovables, mientras el Estado asegura la coordinación del sistema. Si el cronograma se cumple y los costos se mantienen a raya, 2026–2027 deberían marcar el tránsito de promesas a beneficios tangibles en factura, confiabilidad y clima de inversión.
Todos los campos son obligatorios *
Escríbenos a
[email protected]
