Todo sobre el nuevo modelo eléctrico mexicano: control de CFE y SENER, inversión privada, renovables, permisos, interconexión, proyectos detenidos y riesgos de corrupción.
El anuncio parecía resolver una contradicción que había marcado la política energética mexicana durante casi una década. En mayo de 2026, el Gobierno federal presentó una nueva cartera de proyectos eléctricos con la que busca movilizar más de 740 mil millones de pesos de inversión mixta y privada, además de incorporar alrededor de 32 gigawatts de capacidad de generación hacia 2030. La propuesta incluye centrales renovables, almacenamiento y proyectos que podrán desarrollarse de manera independiente o en asociación con la Comisión Federal de Electricidad. Después de años de confrontación con generadores privados, permisos detenidos y señales regulatorias contradictorias, el mensaje oficial fue que México nuevamente necesitaba capital externo para sostener el crecimiento del sistema.
Sin embargo, la convocatoria no representa un retorno al mercado eléctrico construido después de la reforma de 2013. El capital privado puede regresar, pero lo hará dentro de una arquitectura institucional distinta. La nueva Ley del Sector Eléctrico, publicada el 18 de marzo de 2025, preservó la posibilidad de que los particulares generen electricidad y participen en esquemas mixtos, pero colocó la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como la transmisión y la distribución, bajo una conducción estatal reforzada. El Reglamento publicado en octubre de ese mismo año profundizó esa lógica al someter permisos, interconexiones y modalidades de generación a una planeación vinculante definida desde la Secretaría de Energía.
El resultado es un modelo que no expulsa al inversionista privado, pero tampoco le permite escoger libremente el territorio, la tecnología, la capacidad y el ritmo de entrada. El Estado conserva la llave de acceso al sistema y el capital privado aporta una parte creciente del dinero necesario para ampliarlo. Esa combinación constituye el centro del nuevo modelo energético mexicano: una gobernanza en la que la inversión puede ser privada, pero la decisión sobre qué inversión resulta compatible con la política energética se concentra cada vez más en el aparato público.
La tensión no es meramente ideológica. Está inscrita en los permisos, los estudios de interconexión, la disponibilidad de la red, los contratos, el almacenamiento requerido y los criterios mediante los cuales la autoridad decide cuáles proyectos son necesarios para el sistema. En ese entorno, una central solar puede tener tierra, financiamiento, tecnología y compradores, y aun así no convertirse en un activo operativo si no obtiene espacio dentro de la planeación eléctrica.
La reforma energética de 2013 intentó construir un mercado en el que empresas públicas y privadas compitieran en generación y comercialización. Las subastas eléctricas de largo plazo permitieron contratar energía solar y eólica a precios históricamente bajos, generaron contratos de largo plazo y convirtieron a México en uno de los destinos más atractivos de América Latina para el capital renovable.
Ese ciclo se interrumpió a partir de 2019. La cuarta subasta de largo plazo fue cancelada, los permisos comenzaron a avanzar con mayor lentitud y diversas modificaciones regulatorias intentaron ampliar la prioridad operativa de la CFE. Estados Unidos solicitó consultas formales bajo el T-MEC en 2022 al considerar que México estaba retrasando, negando o dejando sin resolver permisos y modificaciones necesarias para que empresas privadas operaran en el sector energético.
El conflicto llegó también a los tribunales. En 2024, la Suprema Corte invalidó disposiciones que pretendían favorecer el despacho de centrales de la CFE por encima de generadores privados, al considerar que afectaban el régimen de competencia. La decisión limitó una de las vías utilizadas para reordenar el mercado, pero no detuvo el proceso político que culminó en la reforma constitucional y legal de 2024 y 2025.
La transformación posterior fue más profunda que un cambio en el orden de despacho. El nuevo marco dejó de tratar la generación como una actividad que debía expandirse principalmente a partir de señales de mercado. En su lugar, estableció que el crecimiento de la capacidad debe responder a una planeación vinculante. Esta expresión jurídica puede parecer administrativa, pero modifica la economía completa de un proyecto.
Bajo el modelo anterior, el desarrollador identificaba una oportunidad, adquiría derechos sobre terrenos, aseguraba financiamiento, negociaba un contrato de compraventa de energía y solicitaba la interconexión. Bajo el modelo actual, ese mismo desarrollador debe demostrar que su proyecto coincide con las necesidades reconocidas por la autoridad, que se ubica en una región donde la red puede recibirlo, que cumple con los requisitos técnicos y financieros definidos por la Comisión Nacional de Energía y que no altera los objetivos de confiabilidad, prevalencia estatal y seguridad energética.
No se trata de una prohibición generalizada. Se trata de inversión administrada.
La concentración de facultades ocurre al mismo tiempo que el Estado reconoce que no puede financiar por sí solo toda la expansión requerida. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 presentó inicialmente 51 proyectos y una inversión superior a 22 mil millones de dólares, con obras de generación, transmisión y distribución encabezadas por CFE.
Posteriormente, la estrategia se amplió con carteras privadas y mixtas. El objetivo de sumar alrededor de 32 GW hacia 2030 revela la magnitud del problema: la demanda industrial, la electrificación, el crecimiento urbano y la instalación de centros de datos requieren nueva capacidad a una velocidad que difícilmente puede cubrirse únicamente con presupuesto público.
La contradicción es estructural. El Gobierno busca que CFE conserve una posición prevalente y que la SENER determine la trayectoria del sistema, pero necesita que fondos, bancos, desarrolladores y fabricantes privados aporten capital, tecnología y capacidad de ejecución. El sector privado, por su parte, necesita reglas estables, plazos predecibles y garantías de que sus proyectos podrán conectarse y vender electricidad durante dos o tres décadas.
Ambas partes se necesitan, pero no persiguen exactamente lo mismo.
El Estado prioriza control, autosuficiencia, confiabilidad y capacidad de orientar la política industrial. Los inversionistas priorizan certidumbre jurídica, rendimiento, capacidad de despacho y protección frente a cambios regulatorios. El nuevo modelo intenta hacer coexistir esos intereses, pero la tensión aparece cada vez que un proyecto requiere una decisión administrativa que puede modificar su rentabilidad.
| Dimensión | Objetivo del Estado | Necesidad del inversionista | Punto de tensión |
|---|---|---|---|
| Planeación | Ordenar capacidad y preservar control estratégico | Libertad para identificar oportunidades | La autoridad decide dónde y cuánto puede crecer la generación |
| Interconexión | Proteger confiabilidad y evitar saturaciones | Fechas y costos predecibles | Obras adicionales pueden volver inviable un proyecto |
| Permisos | Verificar alineación técnica, financiera y política | Resolución rápida y objetiva | Amplio margen administrativo y riesgo de retrasos |
| CFE | Mantener posición prevalente | Competencia neutral | Coinversión y competencia ocurren con el mismo actor dominante |
| Precios | Evitar volatilidad y proteger suministro básico | Recuperar inversión y obtener rendimiento | Contratos pueden quedar condicionados por política tarifaria |
| Renovables | Incrementar energía limpia sin perder control | Desarrollar proyectos rentables | Tecnologías aceptadas, pero bajo ubicación y ritmo definidos |
La incertidumbre regulatoria no produjo únicamente discursos empresariales. También dejó capacidad, capital y equipos sin operar.
En febrero de 2024, la Asociación Mexicana de Energía Eólica estimó que 35 parques eólicos, con una inversión acumulada cercana a 5,800 millones de dólares, permanecían detenidos por obstáculos regulatorios. Siete de esos proyectos ya estaban construidos y sumaban aproximadamente 800 MW, mientras que otros 28 se encontraban en distintas etapas de desarrollo y representaban alrededor de 5,000 MW adicionales.
La cifra permite dimensionar lo que significa retrasar un permiso en el sector eléctrico. No se trata solamente de un expediente que permanece en una oficina. Detrás existen aerogeneradores comprados, contratos de construcción, derechos sobre la tierra, financiamiento comprometido, garantías bancarias, líneas de transmisión proyectadas y acuerdos de suministro con industrias. Cada mes de retraso incrementa intereses, altera contratos y reduce la tasa interna de retorno.
La acumulación de solicitudes también se volvió una señal del problema. Reportes del sector señalaban que la CRE había llegado a enfrentar un rezago de miles de trámites de generación, mientras las autorizaciones para nuevos parques solares y eólicos avanzaban lentamente.
No todas esas solicitudes representaban proyectos maduros y tampoco todos los retrasos pueden atribuirse a una intención deliberada de bloquear inversiones. Algunos expedientes carecían de terrenos, financiamiento o estudios completos. Sin embargo, la ausencia de criterios transparentes para distinguir proyectos viables de proyectos especulativos convirtió el rezago administrativo en un mecanismo de selección poco visible.
En un mercado regulado, la demora también es una decisión económica. Puede beneficiar a proyectos ya conectados, reducir la entrada de competidores y elevar el valor de activos que poseen permisos vigentes.
La historia de Iberdrola sintetiza la transformación del mercado mejor que cualquier discurso oficial.
Durante años, la empresa española fue presentada desde el poder político como símbolo de los excesos de la apertura energética. En 2024 vendió al Gobierno mexicano 13 centrales —12 plantas de ciclo combinado y un parque eólico— con una capacidad aproximada de 8.5 GW. La transacción tuvo un valor cercano a 6,200 millones de dólares y fue descrita políticamente como una “nueva nacionalización”. Sin embargo, la estructura financiera fue más compleja: se utilizaron recursos del Fondo Nacional de Infraestructura, capital de inversionistas institucionales, recursos de Afores y una emisión de bonos por 1,490 millones de dólares.
Por tanto, los activos no pasaron simplemente de una empresa privada a una empresa estatal mediante presupuesto público. Fueron incorporados a un vehículo financiero donde el Estado conservó el control, pero participó capital institucional privado.
Este caso anticipó el modelo que ahora se busca extender: control público sustentado parcialmente con dinero privado.
La operación también mostró que el conflicto político no eliminó el valor de los activos. Las plantas siguieron generando electricidad, respaldando contratos y produciendo flujos financieros. Lo que cambió fue la estructura de propiedad y control.
En 2025, Iberdrola vendió el resto de su negocio mexicano a Cox por aproximadamente 4,200 millones de dólares, incluyendo 15 plantas con 2.6 GW de capacidad y una cartera de proyectos renovables de 11.8 GW. La salida definitiva de Iberdrola fue asociada por distintas fuentes con años de tensiones regulatorias y dudas sobre la estabilidad jurídica y fiscal del país.
Sin embargo, la venta tampoco significó que esos activos abandonaran México. Cambiaron de propietario. Cox entró al mercado adquiriendo una plataforma ya construida, permisos existentes, contratos, infraestructura y una cartera difícil de reproducir desde cero bajo el nuevo entorno regulatorio.
Aquí aparece uno de los ganadores menos evidentes del cambio de modelo: las empresas capaces de comprar activos autorizados en lugar de desarrollar proyectos nuevos. Cuando obtener un permiso es lento, incierto o condicionado por la planeación, una central operativa adquiere una prima regulatoria. Su valor no depende solamente de sus equipos y generación, sino de haber cruzado ya las barreras institucionales.
La creación de la Comisión Nacional de Energía sustituyó a la CRE dentro de una nueva arquitectura administrativa. La CNE puede otorgar permisos de generación para autoconsumo, participación en el Mercado Eléctrico Mayorista y almacenamiento, pero sus decisiones deben considerar los requisitos técnicos, legales y financieros establecidos por la Ley del Sector Eléctrico y su Reglamento.
En teoría, exigir solvencia y capacidad técnica puede evitar que desarrolladores especulativos acumulen permisos para revenderlos. El problema aparece cuando esos requisitos no se acompañan de calendarios públicos, criterios verificables, puntuaciones conocidas y explicaciones detalladas sobre por qué un proyecto fue aceptado y otro no.
La planeación vinculante puede corregir una falla real: durante el ciclo de apertura, algunos proyectos se concentraron en regiones con abundante sol y viento sin que la red creciera al mismo ritmo. Pero también puede convertirse en un mecanismo de control que otorgue ventaja a quienes poseen mejores relaciones institucionales, mayor capacidad de interlocución o acceso anticipado a información sobre los nodos que serán habilitados.
Este es el punto donde el análisis de gobernanza se conecta con el riesgo de corrupción. No es necesario que exista un soborno probado para que una arquitectura opaca produzca rentas privadas. Basta con que la información sobre capacidad disponible, obras de transmisión, prioridades geográficas o ventanas de permisos no sea accesible de manera simétrica.
Quien conoce antes dónde habrá capacidad de interconexión puede adquirir terrenos. Quien anticipa qué tecnología será priorizada puede preparar proyectos. Quien dispone de interlocución política puede adaptar expedientes antes de una convocatoria. En un mercado donde el Estado decide la secuencia de entrada, la información regulatoria se convierte en un activo económico.
Los paneles solares y los aerogeneradores suelen ocupar las fotografías de la transición energética, pero el poder está en otro lugar: las subestaciones, las líneas de transmisión, los nodos y los estudios de interconexión.
CENACE formula los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de los elementos de distribución vinculados al Mercado Eléctrico Mayorista. La edición 2025-2039 identifica las obras necesarias para atender demanda, confiabilidad y conexión de nueva capacidad.
Un proyecto renovable puede ser competitivo en generación y, aun así, fracasar porque necesita financiar cientos de kilómetros de infraestructura o porque el nodo seleccionado carece de capacidad. En esas condiciones, el poder regulatorio no reside solamente en otorgar el permiso de generación. Reside en determinar:
La nueva regulación sobre almacenamiento refuerza este punto. Los sistemas de baterías pueden mejorar la confiabilidad, reducir congestión y desplazar energía a horarios de mayor demanda, pero también agregan inversión y complejidad contractual. Un parque solar que antes podía estructurarse únicamente con módulos e inversores ahora puede requerir baterías, controles avanzados, estudios adicionales y acuerdos específicos de interconexión.
Esto favorece a desarrolladores grandes y fondos con acceso a financiamiento. Las empresas pequeñas enfrentan un costo de cumplimiento cada vez mayor.
Durante años, los mapas de inversión renovable se elaboraron siguiendo la irradiación solar y la velocidad del viento. El nuevo mapa debe incorporar capacidad de transmisión, demanda industrial, disponibilidad de gas para respaldo, proyectos de CFE, polos de desarrollo y prioridades de política pública.
| Región | Tecnologías y proyectos dominantes | Incentivo principal | Riesgo de gobernanza |
|---|---|---|---|
| Sonora y noroeste | Solar, almacenamiento, transmisión | Recurso solar y política industrial | Dependencia de nuevas líneas y decisiones federales |
| Istmo de Tehuantepec | Eólica y corredores industriales | Recurso eólico y Corredor Interoceánico | Conflictos territoriales, consulta y concentración |
| Península de Yucatán | Solar, gas y almacenamiento | Crecimiento de demanda y déficit regional | Red limitada y dependencia de infraestructura federal |
| Baja California Sur | Termosolar, baterías y generación aislada | Sustitución de combustibles y confiabilidad | Altos costos y ejecución pública compleja |
| Nuevo León y noreste | Solar industrial y autoconsumo | Nearshoring y demanda manufacturera | Saturación, gas y retrasos de interconexión |
| Centro-Bajío | Autoconsumo, generación distribuida y PPAs | Concentración industrial | Capacidad limitada en nodos de alta demanda |
Baja California Sur ilustra la lógica del nuevo modelo. El Gobierno anunció una central termosolar con almacenamiento, estimada en alrededor de 800 millones de dólares, para atender un sistema aislado con alta dependencia de combustibles fósiles. El proyecto se integró al plan de expansión de CFE y fue presentado como una solución tecnológica y de soberanía.
La decisión puede tener sentido técnico: la termosolar con almacenamiento permite generar después de la puesta del sol y reduce la exposición a combustibles importados. Pero también muestra que la selección de tecnologías ya no dependerá exclusivamente del precio más bajo ofrecido en una subasta. Puede responder a objetivos regionales, control operativo y política industrial definidos por el Estado.
Gobernadores y agencias estatales promocionan parques industriales, corredores logísticos y proyectos renovables. Sonora busca vincular energía solar con manufactura avanzada y minerales estratégicos; Nuevo León intenta asegurar electricidad para el crecimiento industrial; Yucatán promueve inversiones vinculadas con gas, logística y generación; Oaxaca mantiene una posición central en la industria eólica.
Sin embargo, los gobiernos estatales carecen de control sobre los principales cuellos de botella. No pueden otorgar el permiso federal de generación, ordenar una interconexión ni construir por sí solos la Red Nacional de Transmisión. Pueden facilitar terrenos, licencias locales, derechos de vía e interlocución social, pero dependen de decisiones federales para convertir sus proyectos anunciados en capacidad operativa.
Esta separación produce un terreno fértil para promesas infladas. Un gobierno estatal puede anunciar miles de millones de pesos de inversión sin que exista capacidad de interconexión, permiso definitivo o contrato de suministro. La cifra entra al discurso político, pero el proyecto permanece en etapa conceptual.
Para distinguir inversión real de propaganda, deben verificarse al menos cinco elementos:
Sin esos elementos, el anuncio representa una intención, no una inversión consolidada.
El nuevo entorno favorece a cuatro tipos de participantes.
El primero son las empresas que ya poseen activos operativos. Sus permisos, interconexiones y contratos se vuelven más valiosos cuando la entrada de nueva capacidad está restringida.
El segundo son los compradores con acceso a deuda y capital capaces de adquirir portafolios completos, como ocurrió con Cox y los activos de Iberdrola. Entrar mediante compra puede ser más rápido que construir desde cero.
El tercero son los desarrolladores capaces de asociarse con CFE o integrarse a proyectos reconocidos dentro de la planeación. Su ventaja no será competir frontalmente contra el Estado, sino complementar capital, tecnología y ejecución.
El cuarto son los proveedores de almacenamiento, control digital, gestión de demanda y redes. A medida que la interconexión se vuelve más exigente, estas tecnologías dejan de ser accesorios y se convierten en condiciones de acceso.
En contraste, los desarrolladores pequeños, los proyectos especulativos y las centrales ubicadas lejos de nodos estratégicos quedan más expuestos. El mercado no desaparece, pero se concentra alrededor de participantes con capital suficiente para resistir años de desarrollo y con capacidad para navegar una regulación compleja.
Hablar de corrupción exige distinguir entre hechos probados, conflictos de interés, opacidad y riesgos institucionales. No todos los proyectos retrasados fueron víctimas de corrupción y no toda participación estatal implica captura política. Sin embargo, el modelo reúne condiciones que deben vigilarse.
El riesgo aumenta cuando una misma estructura pública puede planear el sistema, definir prioridades, otorgar permisos, controlar la infraestructura de transmisión y competir mediante una empresa estatal. Aunque las funciones estén distribuidas entre SENER, CNE, CENACE y CFE, todas responden a una política energética común y tienen menor autonomía que la arquitectura regulatoria anterior.
Los principales focos de riesgo son:
El problema no consiste en que el Estado participe. Consiste en que la concentración de decisiones no esté acompañada por transparencia equivalente.
La cartera de inversión presentada en 2026 puede representar un cambio relevante. Si los proyectos privados y mixtos logran obtener permisos en plazos razonables, conectarse y entrar en operación, México podría recuperar parte de la capacidad perdida durante años de incertidumbre.
Pero el éxito no debe medirse por el monto anunciado. Debe medirse por la capacidad construida, el costo final, la energía efectivamente entregada, la competencia entre desarrolladores y la transparencia con la que se asignaron oportunidades.
También será necesario observar si la apertura beneficia a un conjunto amplio de participantes o si solamente consolida a unas cuantas empresas con acceso financiero y político.
La nueva arquitectura puede producir una coordinación útil entre Estado y capital privado. También puede construir un mercado de acceso restringido en el que los permisos y la información sean más valiosos que la eficiencia tecnológica.
Esa es la tensión central.
México busca utilizar capital privado sin renunciar al control estatal. Los inversionistas aceptan participar porque la demanda eléctrica y el potencial renovable siguen siendo enormes, pero exigirán protección para comprometer miles de millones de dólares durante décadas.
El modelo podrá sostenerse mientras ambas partes perciban beneficios. Si la planeación se convierte en discrecionalidad, el capital migrará hacia otros mercados. Si el Estado pierde capacidad de conducción, la promesa de prevalencia pública quedará reducida a una declaración jurídica.
La transformación más importante del mercado eléctrico mexicano no está únicamente en la participación de CFE ni en el porcentaje de generación estatal. Está en el mecanismo de entrada.
Durante la etapa de subastas, los desarrolladores competían principalmente por ofrecer energía y certificados a menor precio. En el nuevo modelo, competirán también por obtener un lugar dentro de la planeación, asegurar capacidad de red, cumplir requisitos financieros, incorporar almacenamiento y demostrar que su proyecto coincide con los objetivos del sistema.
El recurso escaso ya no es solamente el capital. Es el acceso regulatorio.
Quien obtenga ese acceso tendrá una ventaja que puede durar décadas. Quien quede fuera podrá conservar terrenos, estudios y proyectos, pero no tendrá una central capaz de generar ingresos.
Por eso el debate sobre control estatal y capital privado no debe reducirse a una disputa ideológica. Se trata de entender quién administra la puerta de entrada a uno de los mercados más importantes del país, qué criterios utiliza y cómo se distribuyen los beneficios derivados de esa decisión.
El nuevo modelo energético no elimina al sector privado. Lo selecciona.
No abandona las renovables. Decide cuáles podrán crecer.
Y no cierra el mercado. Lo convierte en un espacio donde el poder regulatorio, la infraestructura y el capital financiero deben alinearse antes de que el primer megawatt llegue a la red.
No. La Ley del Sector Eléctrico permite que particulares desarrollen generación, almacenamiento y proyectos de autoconsumo, además de participar en esquemas mixtos. Sin embargo, la inversión está sometida a una planeación vinculante y a una estructura en la que el Estado controla la transmisión, la distribución y la orientación general del sistema. El mercado permanece abierto, pero con mayores filtros administrativos y estratégicos.
Significa que la política energética busca garantizar que la empresa pública conserve un papel dominante en el suministro y la expansión del sistema. Esto no implica necesariamente que CFE construya toda la capacidad, pero sí que las inversiones privadas deben coexistir con una estrategia diseñada para fortalecer a la empresa estatal.
Porque la expansión prevista requiere decenas de miles de millones de dólares. El crecimiento de la demanda, la modernización de redes, el almacenamiento y la nueva generación superan la capacidad presupuestaria inmediata del Estado. La inversión privada permite compartir costos, tecnología y riesgos de ejecución.
Los proyectos ubicados en regiones congestionadas, sin capacidad de transmisión, sin almacenamiento y sin contratos sólidos presentan el mayor riesgo. También son vulnerables los desarrolladores que dependen de permisos pendientes o que adquirieron terrenos antes de confirmar la viabilidad de interconexión.
Los propietarios de activos operativos, compradores de portafolios autorizados, empresas con capacidad financiera para desarrollar almacenamiento y participantes capaces de asociarse con CFE o alinearse con la planeación oficial tienen una posición favorable.
La planeación no es corrupción por sí misma y puede mejorar la confiabilidad del sistema. El riesgo aparece cuando los criterios, calendarios, capacidades disponibles y decisiones de selección no son públicos. La falta de transparencia puede favorecer información privilegiada, intermediación política o asignaciones discrecionales.
CENACE continuará siendo determinante en la operación del sistema, los estudios de interconexión y la planeación de ampliaciones de transmisión. Su actuación técnica puede definir si un proyecto autorizado resulta realmente viable.
No. Sus activos permanecieron en el país y cambiaron de propietario. Sin embargo, la salida de una empresa de esa escala sí envió una señal sobre la percepción de seguridad jurídica y modificó la estructura competitiva. Parte de sus plantas pasó a un vehículo bajo control estatal y el resto fue adquirido por Cox.
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