CFE se prepara para la tormenta polar Fern mientras el termómetro cae en el norte del país y el sistema eléctrico entra a una fase de tensión que ya no es teórica, sino medible en cada línea de transmisión. La Comisión Federal de Electricidad decidió no esperar a que el mal clima derribe postes o congele gasoductos: activó su esquema de emergencia, puso a sus mandos en sesión permanente y concentró recursos en las zonas donde el frío pega más rápido y con más fuerza.

CFE se prepara para la tormenta polar Fern

El punto de partida fue la declaración de alerta permanente ante la llamada Tormenta Polar Fern, un sistema invernal que viaja acompañado de frentes fríos y arrastra el riesgo de cortes de energía justo cuando millones de hogares dependen de la calefacción eléctrica. CFE se prepara para la tormenta polar Fern con una combinación de monitoreo meteorológico, ajustes operativos y despliegue de cuadrillas en los estados del norte y noreste, donde cada ráfaga de viento puede volverse una prueba para postes, cables y subestaciones.

En el centro de mando apareció una pieza nueva en el tablero: el Grupo Directivo de Atención de Emergencias, encabezado por la dirección general, que sigue de cerca la evolución del sistema invernal y toma decisiones casi a contrarreloj. Desde ahí se revisa la curva de demanda, se cruzan pronósticos de temperatura con mapas de infraestructura y se ordena la movilización de personal y equipo hacia los puntos donde un apagón sería más costoso en términos humanos.

Trabajo en campo y tiempos de reconexión

En tierra, la empresa estatal puso sobre la mesa un músculo técnico que busca evitar que las imágenes de colonias a oscuras se vuelvan rutina. Más de 800 trabajadores electricistas y de logística se mantienen listos para entrar en operación, respaldados por 210 grúas, 333 vehículos ligeros, un todoterreno, 37 plantas de emergencia y 24 torres de iluminación. Su tarea no se limita a reparar líneas: también consiste en llegar rápido a comunidades donde el termómetro se desploma y la electricidad sostiene albergues, hospitales y sistemas de agua potable.

CFE se prepara para la tormenta polar Fern con un objetivo muy concreto: acortar al máximo los tiempos de reconexión cuando el clima tumbe equipos o provoque cortocircuitos. No se trata solo de cifras de usuarios afectados, sino de evitar que una noche fría se convierta en un problema de salud pública para familias que dependen de un calentador eléctrico o de un respirador conectado al tomacorriente.

El talón de Aquiles: el gas natural

Detrás del mapa de postes y cables aparece otro mapa menos visible: el de los gasoductos. Uno de los puntos más sensibles que reconoce la propia CFE es el riesgo sobre el suministro de gas natural proveniente de Estados Unidos, combustible que alimenta buena parte de las centrales de ciclo combinado del país. Un frente frío severo al otro lado de la frontera puede estrangular el flujo o disparar los precios en cuestión de horas, como ya pasó en inviernos recientes.

Para evitar que el sistema eléctrico dependa de una sola carta, la compañía y la Secretaría de Energía destacan una reserva de más de 28,000 megawatts de capacidad de generación que no dependen de ese combustible, entre termoeléctricas convencionales, carboeléctricas y plantas limpias. A esto se suman dos terminales de regasificación de gas natural licuado, con capacidad para inyectar hasta 350,000 metros cúbicos al interior del país, una especie de válvula de escape si los ductos se cierran o el precio se dispara.

Un invierno bajo observación

Hasta los reportes más recientes, el Sistema Eléctrico Nacional continúa en operación sin interrupciones mayores vinculadas directamente con la Tormenta Polar Fern, pero el margen de error se reduce a medida que el frío se intensifica. La instrucción hacia adentro de la empresa es clara: seguir el clima minuto a minuto, ajustar el despacho de generación y priorizar el restablecimiento del servicio en cualquier zona que caiga en la oscuridad.

El invierno todavía tiene espacio para sorprender, y la pregunta ya no es si habrá daños, sino cuántos y qué tan rápido podrán repararse.

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La IA y la transición energética se han convertido en dos procesos estrechamente vinculados que están transformando el sistema energético mundial. De acuerdo con el informe The 2026 Energy Security Scenarios: Challenges to the transition, elaborado por Shell, la expansión de la inteligencia artificial será uno de los principales factores de crecimiento de la demanda eléctrica hacia mediados del siglo.

El documento proyecta que para 2050 el consumo energético asociado a la IA alcanzará alrededor de cinco mil terawatts-hora, equivalentes a 20 exajoules. Esta cifra representa cinco veces el consumo actual de la infraestructura digital y cerca del 8 por ciento de la electricidad total a nivel global.

Este aumento plantea nuevos retos para los sistemas eléctricos, que deberán adaptarse a una demanda más intensa en un contexto de transición energética y presión climática creciente.

¿Por qué la IA impulsa el crecimiento de la demanda energética?

El informe señala que la inteligencia artificial no solo incrementa el consumo eléctrico por su propia infraestructura, sino también por los efectos económicos que genera. La expansión de centros de datos, redes de transmisión, sistemas de aprendizaje automático y aplicaciones de IA generativa requiere grandes volúmenes de energía de forma constante.

A esto se suma el impacto indirecto de la IA en la electrificación de sectores productivos. El crecimiento económico inducido por el uso de estas tecnologías acelera la adopción de procesos eléctricos en la industria, el transporte y los servicios, lo que amplía aún más la demanda energética global.

Este fenómeno coloca a la IA como un factor central en la planeación energética de las próximas décadas.

¿Cómo afecta la IA a los sistemas eléctricos y las energías renovables?

Según el análisis de Shell, la expansión de la inteligencia artificial ejercerá una presión sin precedentes sobre las redes eléctricas. La necesidad de suministro continuo y confiable para los centros de datos obliga a reforzar la generación, el almacenamiento y la transmisión de electricidad.

Al mismo tiempo, la IA desempeña un papel clave en la integración de energías renovables. El informe destaca que estas tecnologías permiten gestionar mejor la intermitencia de fuentes como la solar y la eólica, optimizando el balance entre oferta y demanda.

La inteligencia artificial facilita el uso de sistemas de almacenamiento en baterías y la implementación de respuestas inteligentes de consumo en hogares y fábricas, lo que contribuye a una operación más eficiente del sistema eléctrico.

¿La IA puede acelerar la transición energética?

La IA y la transición energética avanzan de forma paralela, pero no sin tensiones. Aunque la inteligencia artificial permite una mejor gestión de las redes y una mayor eficiencia energética, su crecimiento también obliga a realizar inversiones aceleradas en infraestructura.

El informe advierte que este proceso ocurre en un momento crítico, cuando el mundo se aproxima al umbral de 1.5 grados Celsius de calentamiento global. La necesidad de cubrir la nueva demanda eléctrica sin aumentar las emisiones se convierte en uno de los principales desafíos para los gobiernos y las empresas energéticas.

¿Qué papel jugará la energía nuclear en este escenario?

Ante la presión creciente sobre los sistemas eléctricos, Shell anticipa un renovado interés por la energía nuclear. En particular, los reactores modulares pequeños surgen como una opción para abastecer de electricidad estable a grandes centros de datos vinculados a la IA.

Este posible regreso de la energía nuclear se suma a otros cambios estructurales del sector, como la producción modular de paneles solares, baterías y sistemas energéticos, impulsada por procesos de ensamblaje asistidos por inteligencia artificial.

¿Desaparecerán los combustibles fósiles con el avance de la IA?

El informe señala que, pese al avance tecnológico, los combustibles fósiles no desaparecerán en el corto plazo. El gas natural continuará siendo un respaldo clave para las energías renovables, mientras que el consumo de petróleo podría seguir creciendo hasta la próxima década.

El carbón, aunque en declive, podría mantenerse en el sistema energético incluso después del año 2100. En contraste, el hidrógeno pierde relevancia fuera del sector industrial, mientras que la captura y almacenamiento de carbono se consolida como un componente indispensable para alcanzar los objetivos de emisiones netas cero.

En este contexto, la relación entre IA y la transición energética redefine las prioridades del sector energético global, al combinar innovación tecnológica con desafíos estructurales de largo plazo.

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La apuesta geotérmica de PEMEX entra en escena

La apuesta geotérmica de PEMEX arranca en pozos que ya dieron petróleo y hoy guardan calor a miles de metros de profundidad. Mientras la petrolera carga con deudas y presión por emisiones, un grupo de ingenierías y geociencias decidió meter mano a esa infraestructura para convertirla en generación eléctrica a partir de energía geotérmica. En medio de la transición energética, la empresa productiva del Estado prueba si ese calor puede sostener un nuevo negocio que hable de menos combustóleo y más electrones limpios.​

Detrás del giro hay un dato incómodo: en México la geotermia apenas aporta entre 1.5 y 2 por ciento de la electricidad, pese a que el país figura entre las seis naciones con mayor potencial del mundo. Investigadores de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) calculan que esa capacidad podría duplicarse si se aprovechan mejor los recursos ya identificados y se articulan nuevas tecnologías, incluida la reconversión de pozos petroleros.​

El proyecto que une a Pemex, IMP, INEEL y UNAM

El punto de quiebre llegó con el primer proyecto conjunto de geotermia para transición energética, impulsado por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) junto con Petróleos Mexicanos (PEMEX), el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) y la UNAM. El anuncio, realizado en enero de 2026, marcó un hito: por primera vez estas cuatro instituciones se alinean en un proyecto que no busca extraer más crudo, sino calor para sostener la red eléctrica.​

En el arranque, la directora del IMP, Elizabeth Mar Juárez, recordó que durante años cada organismo caminó por su cuenta y dejó proyectos a medias o con poco alcance. Ahora, el objetivo es soldar capacidades científicas, de diseño de equipos y operación de campos en un solo frente, con respaldo directo de la Secretaría de Energía.​

Pozos viejos, calor nuevo

La apuesta geotérmica de PEMEX se sostiene en una cifra que pesa: más de 10 mil pozos maduros o abandonados en su portafolio que podrían revisarse como fuente de calor aprovechable. Un análisis técnico plantea que reutilizar esa infraestructura, en lugar de perforar desde cero, recorta entre 30 y 40 por ciento el costo de capital de un proyecto geotérmico típico.​

El esquema consiste en evaluar la integridad mecánica del pozo, medir gradiente térmico y caudal disponible y después conectarlo a una planta binaria de ciclo Rankine orgánico (ORC). La instalación de intercambiadores de calor y nuevas tuberías permite extraer el fluido caliente, pasar la energía a un fluido de trabajo y devolver el recurso al subsuelo, con tiempos de recuperación de inversión que pueden bajar de seis años y tasas internas de retorno por encima de 15 por ciento.​

Coproducción y vínculo con CFE

Además de los pozos abandonados, en Pemex se mira la posibilidad de “coproducir” hidrocarburos y electricidad geotérmica en campos que siguen en operación. La idea es usar el gradiente térmico del reservorio para alimentar pequeñas unidades de generación o procesos de calor industrial, sin frenar el flujo de petróleo o gas que ya sostienen la economía de esas regiones.​

Los planes estratégicos de la empresa prevén que parte de esa electricidad limpia se coloque en manos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en un esquema donde ambas empresas del Estado se reparten tareas: Pemex aporta calor y gestión de campos, mientras CFE se enfoca en transmisión, despacho y operación de centrales. Si ese puente se consolida, la geotermia pasaría de ser un experimento casi invisible a un componente reconocible de la matriz eléctrica mexicana.​

Un tablero regulatorio en movimiento

El relanzamiento geotérmico ocurre mientras el gobierno afina cambios a la Ley de Geotermia y su reglamento para simplificar permisos y dar espacio a proyectos que reconvierten pozos petroleros. Entre los ajustes se discuten reglas específicas para reasignar áreas, reconocer proyectos de reconversión y establecer incentivos fiscales para quienes se atrevan a entrar a este terreno.​

En este tablero, Pemex carga con la presión de reducir emisiones y, al mismo tiempo, de no romper la producción que sostiene las finanzas públicas. De cómo funcione esta apuesta dependerá si los pozos viejos terminan como fierros oxidados o como nodos de una red geotérmica que empuje la transición.

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