Más que apagones, México enfrenta un sistema eléctrico cada vez más vulnerable

La discusión escaló el pasado 24 de junio, cuando la presidenta, Claudia Sheinbaum, rechazó que los eventos registrados en distintos estados del país deban catalogarse como apagones.

“Apagones son mucho tiempo y significa falta de capacidad de generación; son interrupciones en el servicio en algunos lugares, producto de las fallas en distribución, más que en generación; es decir, no son suficientes las líneas para distribuir la energía. Entonces, apagones significa que no hay la capacidad de generación suficiente para la demanda y eso no existe (en México)”, afirmó la mandataria.

Sheinbaum explicó que durante los días de mayor calor, cuando millones de personas encienden simultáneamente ventiladores y sistemas de aire acondicionado, la red de distribución enfrenta sobrecargas. “Por eso está CFE, trabajan muy rápido para poder restablecer las interrupciones”, añadió.

El debate semántico oculta un problema estructural

Pero para especialistas del sector, concentrar el debate en la definición desvía la atención del verdadero desafío: la resiliencia del sistema eléctrico frente a un incremento sostenido de la demanda.

Durante los últimos años, el crecimiento industrial asociado al nearshoring elevó el consumo eléctrico de parques industriales y nuevas plantas manufactureras. A ello se suman factores estacionales y climáticos, como las olas de calor que disparan el uso de equipos de climatización y, este verano, la llegada de millones de visitantes internacionales por la celebración de partidos del Mundial 2026, lo que incrementó el consumo en hoteles, restaurantes, centros comerciales y servicios turísticos.

A ello se suman factores estacionales y climáticos y en el que cualquier contingencia puede traducirse en interrupciones del suministro.

La CFE aseguró en un posicionamiento enviado a Expansión posterior a la publicación de este artículo que sí incorpora el crecimiento de la demanda eléctrica dentro de la planeación del Sistema Eléctrico Nacional. El Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030 contempla una inversión superior a 30,000 millones de dólares en generación, transmisión y distribución, incluyendo 3,994 MW de nueva capacidad firme de CFE y 14,000 MW en esquemas mixtos con almacenamiento de baterías.

Su planeación también considera nuevos polos de consumo, como centros de datos, con una demanda proyectada de 1,500 megawatts dentro de escenarios de crecimiento del sistema eléctrico.

Respecto a factores estacionales y climáticos, la CFE dijo contar con herramientas de monitoreo y respuesta preventiva como el Sistema Nacional para la Atención de Emergencias (SISNAE), el cual monitorea en tiempo real fenómenos meteorológicos como huracanes, frentes fríos y ondas de calor, con el objetivo de anticipar afectaciones y posicionar equipos en zonas críticas.

Esto no implica la ausencia de fallas en el suministro, sino una mayor capacidad para atenderlas de forma ágil y minimizar su impacto.

La consultora Admonitor Energy Analytics define un apagón o blackout como una condición extraordinaria que interrumpe el suministro eléctrico por causas fuera del control del operador del sistema, en este caso el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).

Las causas pueden ser múltiples: la salida inesperada de una central eléctrica, la falla de una línea de transmisión o distribución, un desbalance entre la generación y la demanda o la activación automática de sistemas de protección para evitar daños mayores.

“Esas suspensiones del servicio nos muestran que nuestro sistema sigue siendo vulnerable, ya sea por falta de capacidad de transmisión o de generación, a que no hay redundancia con otros circuitos para mantener el suministro en un momento de contingencia”, explicó Admonitor Energy Analytics en entrevista con Expansión.

Sobre esto, la CFE reconoció que los reportes de interrupciones deben revisarse técnicamente caso por caso, pues pueden responder a causas distintas, como fenómenos meteorológicos, caída de ramas o árboles, descargas atmosféricas, daños ocasionados por terceros, afectaciones en infraestructura o eventos focalizados en redes de distribución, ya que no todos los eventos de interrupción en el suministro corresponden a una falta de capacidad de generación o a una condición extraordinaria del sistema eléctrico nacional.

Un sistema con menor margen de maniobra

Esa vulnerabilidad se reflejó nuevamente este año. En Nuevo León, municipios como Apodaca, Monterrey y San Nicolás de los Garza registraron interrupciones del suministro tras condiciones meteorológicas adversas. En el sureste, el 20 de junio, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, Tabasco y Chiapas quedaron parcialmente sin electricidad después de que dos centrales privadas salieran de operación, según informó la CFE.

Para 2026, la demanda máxima estimada por el Cenace es de 55 mil 600 megawatts, mientras que la capacidad efectiva de CFE, incluyendo productores externos, es de 62 mil 712 megawatts. Esto permite contar con un margen de reserva operativo superior al 9.2%, según la empresa estatal.

Además, señaló que tal margen funciona como una reserva disponible después de cubrir el consumo total de la población. En términos operativos, si una central registra una falla durante un pico de demanda, el margen permite redirigir energía de otras centrales sin afectar el servicio a familias, negocios o industrias; sin embargo, no pudo cubrir la demanda con la salida de las centrales privadas previamente mencionadas.

Los especialistas distinguen estos eventos de los cortes programados, una herramienta utilizada por el operador para evitar una emergencia mayor o para realizar trabajos de mantenimiento previamente anunciados.

Un ejemplo ocurrió durante la tormenta invernal Uri, en 2021. El congelamiento de ductos redujo drásticamente el suministro de gas natural hacia México, limitando la generación eléctrica y obligando al sistema a implementar cortes rotativos programados para evitar un colapso generalizado.

También existen interrupciones previamente calendarizadas para realizar mantenimiento en las redes eléctricas, como ocurrió el pasado 17 de junio en Cuernavaca, donde la CFE notificó con anticipación una suspensión temporal del servicio para realizar trabajos de infraestructura.

Para Eleazar Castro, consultor en Elevation Ideas, la discusión debería enfocarse menos en el nombre y más en las condiciones que originan la falta de electricidad.

“Muchas veces pueden presentarse varios factores que afecten el suministro como picos de demanda por el verano, centrales en mantenimiento, presas con bajos niveles por sequía, olas de calor, todo eso se puede conjuntar para no tener capacidad suficiente”, señaló.

El consultor explicó que actualmente el Sistema Eléctrico Nacional enfrenta presiones simultáneas derivadas de las altas temperaturas, el crecimiento del consumo, el sobrecalentamiento de transformadores y fallas tanto en las redes de distribución como en las de transmisión.

Aunque el país dispone hoy de una mayor disponibilidad de centrales de generación respecto de años anteriores y el Cenace adelantó los calendarios de mantenimiento para concluirlos antes del verano, la infraestructura de transmisión continúa siendo uno de los principales cuellos de botella.

¿Qué pasa en Yucatán, Baja California y Baja California Sur?

Las llamadas penínsulas del país son zonas que constantemente pueden presentar afectaciones eléctricas debido a las condiciones particulares de sus sistemas eléctricos.

La Península de Yucatán está conectada al Sistema Eléctrico Nacional, pero sus enlaces de transmisión no tienen la capacidad suficiente para importar grandes volúmenes de energía cuando la demanda local supera la generación disponible. En temporadas de calor extremo o alta ocupación turística, la región puede quedar limitada por la capacidad física de esas líneas.

“Por ejemplo, en el caso de Querétaro o Guanajuato, dado que tienen una interconexión más robusta, pueden ayudarse a hacer un tipo de ‘subsidios eléctricos’ de manera que si tengo un déficit de energía, me traigo energía de Querétaro, de Guanajuato o del norte del país. Pero en la península de Yucatán donde no tienes de dónde sacar más energía, se vuelve una zona vulnerable a tener interrupciones en el suministro eléctrico”, explicó Admonitor.

La situación es todavía más compleja en Baja California y Baja California Sur. Ambas entidades funcionan como islas energéticas al no estar interconectadas con el resto de la red nacional. Baja California opera con su propio sistema, mientras que Baja California Sur cuenta con dos sistemas independientes, uno de ellos en Mulegé, donde el gobierno federal impulsa el proyecto Oasis para fortalecer el suministro mediante nueva capacidad de generación.

“En la península de Baja California sí tenemos un problema de capacidad, son dos estados en los que crece mucho la demanda, y particularmente en BCS no se puede llevar un gasoducto, no se puede interconectar al sistema, solo le queda producir más energía local”, afirmó Castro.

Para los especialistas, el fenómeno que se repite cada verano refleja un sistema eléctrico que enfrenta una demanda creciente y que requerirá acelerar las inversiones en generación, transmisión y distribución si quiere mantener la confiabilidad del suministro en una economía que consume cada vez más electricidad.

La CFE reiteró que las inversiones en generación, transmisión y distribución ya se encuentran en curso como parte del Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030, sin embargo, lo que los proyectos aún no están operando.