Ciudad de México.- La presidenta Claudia Sheinbaum volvió a descartar cualquier expansión de la energía nuclear como fuente de generación eléctrica en México, al señalar durante su conferencia matutina en Palacio Nacional que esta tecnología conlleva “impactos en muchos casos no reversibles”. Sheinbaum reitera el no a la energía nuclear en México; la mandataria hizo este pronunciamiento en el mismo evento en el que se presentó el avance de un proyecto de hidrógeno verde en Baja California Sur y las primeras conclusiones del comité científico que analiza la viabilidad del gas natural no convencional en el país, dos piezas centrales de la estrategia energética que su gobierno ha decidido priorizar por encima de la opción atómica.

Con esta declaración, Sheinbaum confirmó una postura que ha mantenido sin variaciones desde antes de asumir la presidencia: ni el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) 2025-2039 ni el plan de expansión eléctrica presentado en 2026 contemplan la construcción de nuevos reactores nucleares en el sexenio. La hoja de ruta oficial se concentra en dos frentes, las energías renovables —solar, eólica, geotérmica e hidroeléctrica— y las plantas de ciclo combinado a gas natural, que la administración federal describe como el respaldo necesario mientras se consolida la transición hacia fuentes limpias.

La postura de Sheinbaum frente a la energía nuclear

La posición de la mandataria no es nueva. El 10 de octubre de 2024, apenas semanas después de asumir el cargo, Sheinbaum respondió a un cuestionamiento sobre la propuesta de la entonces gobernadora electa de Veracruz, Rocío Nahle, quien como secretaria de Energía del gobierno de Andrés Manuel López Obrador había planteado la construcción de un tercer reactor en la central de Laguna Verde. En esa ocasión, la presidenta indicó que ella “no es muy pro-nuclear”, pues consideró que, si bien esta fuente no emite gases de efecto invernadero, sí acarrea otros riesgos ambientales. Precisó entonces que Laguna Verde “opera muy bien y con los máximos estándares”, pero descartó de forma explícita que el país fuera a crecer su matriz eléctrica por la vía atómica, apostando en cambio por los ciclos combinados de gas iniciados durante el sexenio anterior y por el impulso a las renovables.

Casi dos años después, el 6 de agosto de 2026, la mandataria reiteró ese diagnóstico y lo amplió: subrayó que, a diferencia de otros países que sí han optado por ampliar su capacidad nuclear, su gobierno considera que esta tecnología implica riesgos que, en algunos escenarios, no tienen marcha atrás. La presidenta insistió en que la prioridad del sector eléctrico mexicano seguirá siendo la combinación de fuentes renovables e hidrógeno verde con bajo impacto ambiental, sin cerrar por completo la puerta a evaluar el gas no convencional bajo condiciones ambientales y sociales estrictas, en un contexto en el que el país depende de importaciones estadounidenses para alrededor de siete de cada diez unidades de gas natural que consume.

Laguna Verde, la única central nuclear del país

México opera actualmente una sola planta nucleoeléctrica, Laguna Verde, ubicada en el municipio de Alto Lucero de Gutiérrez Barrios, en Veracruz, y administrada por la Comisión Federal de Electricidad. La central cuenta con dos reactores de agua hirviente (BWR) fabricados por General Electric, con una capacidad instalada cercana a los 1,640 megawatts, y aporta entre el 3 y el 5% de la electricidad generada en el país, una proporción relevante dentro de la generación limpia de la CFE. La Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias es el organismo encargado de supervisar su operación y de haber autorizado las licencias que permiten que la Unidad 1 funcione hasta 2050 y la Unidad 2 hasta 2055, extensiones que el gobierno y organismos internacionales como el Organismo Internacional de Energía Atómica han respaldado al considerar que la planta cumple con altos estándares de seguridad. La central se mantiene en operación y suscribe contratos comerciales —como el acordado con la planta de Nissan en 2025— pero, de acuerdo con lo señalado reiteradamente por la presidenta, no forma parte de ningún plan de ampliación.

Qué contempla el PLADESE 2025-2039 y el nuevo plan de expansión eléctrica

El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2039, publicado en octubre de 2025 en el Diario Oficial de la Federación, no incluye ninguna nueva capacidad nuclear entre sus proyecciones de expansión a 15 años. En su lugar, la Secretaría de Energía definió una ruta que privilegia la incorporación de nueva generación limpia y ciclos combinados de gas natural como respaldo del sistema. A ese instrumento se sumó, ya en 2026, el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, que contempla agregar alrededor de 32 mil megawatts adicionales de capacidad hacia 2030, de los cuales cerca de siete de cada diez megawatts corresponderían a fuentes renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica, mientras que el resto se cubriría con plantas de ciclo combinado a gas como respaldo. La meta declarada por el gobierno es elevar la participación de las renovables en la matriz eléctrica nacional, que actualmente ronda entre el 23 y el 24%, hasta cerca del 38% en 2030. La Comisión Federal de Electricidad conserva el control mayoritario de la generación, aunque el gobierno ha otorgado permisos a empresas privadas para el desarrollo de proyectos solares y eólicos que complementen la expansión estatal.

Investigación nuclear sin fines de generación eléctrica

El rechazo a expandir la capacidad nuclear para generar electricidad no ha significado el abandono de la investigación científica en la materia. México mantiene y refuerza su colaboración con la Organización Europea para la Investigación Nuclear, conocida como CERN, un vínculo que Sheinbaum ratificó en julio de 2026 en un encuentro con autoridades suizas orientado a fortalecer proyectos de innovación científica y educativa. Se trata, sin embargo, de investigación básica en física de partículas, sin relación con la generación de energía eléctrica en territorio mexicano. Por su parte, el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares mantiene líneas de estudio de largo plazo sobre pequeños reactores modulares, con posibles aplicaciones futuras en generación eléctrica, cogeneración o desalinización en zonas como Baja California, aunque el propio instituto ha precisado que estas investigaciones no representan compromisos concretos ni forman parte de los planes de expansión eléctrica vigentes.

Contexto: soberanía energética y trayectoria académica de Sheinbaum

La postura de la mandataria frente a la energía nuclear se enmarca en una trayectoria académica previa a su llegada a la presidencia. Doctora en Ingeniería Energética por la Universidad Nacional Autónoma de México, Claudia Sheinbaum desarrolló buena parte de su carrera académica en temas de cambio climático y energías renovables, e incluso coautoría textos que analizaban escenarios de alta penetración de fuentes limpias en la matriz energética del país. Esa trayectoria explica, según especialistas del sector, la consistencia de su discurso desde la campaña presidencial y su llegada como presidenta electa en agosto de 2024 hasta la actualidad.

El sector eléctrico mexicano y su evolución

Con el escenario descrito, la administración de Sheinbaum mantiene una línea de política energética que combina tres elementos: la operación segura y sin expansión de Laguna Verde, el impulso acelerado a fuentes renovables y ciclos combinados de gas como eje del crecimiento de la generación eléctrica, y una evaluación cautelosa del gas no convencional condicionada a criterios ambientales y sociales estrictos. Hasta agosto de 2026 no existe evidencia de que esta postura vaya a modificarse, por lo que la energía nuclear seguirá teniendo en México un papel de generación estable pero acotado, mientras la discusión pública se centra en el ritmo de la transición hacia las renovables y en el destino final del debate sobre el fracking en el norte del país.

Consulta más contenido del sector energético en nuestra sección Energía y de gas natural en Gas Natural de Energía y Ecología.

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De acuerdo con estimaciones del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y distintos reportes del sector, México superó los 50 mil megawatts (MW) de demanda máxima en los veranos de 2023 y 2024, y las proyecciones para 2026 apuntan a un pico que podría ubicarse entre 54 mil y 55.6 mil MW. En paralelo, cifras compiladas para el país indican que el consumo eléctrico total pasó de 324,662 gigawatts hora (GWh) en 2023 a 343,008 GWh en 2024, confirmando una tendencia de crecimiento sostenido.

Un consumo eléctrico que no deja de subir

El aumento en la demanda responde a varios factores que se combinan: el crecimiento poblacional, la expansión de la actividad industrial, impulsada en buena medida por el fenómeno del nearshoring, y, de manera muy marcada, el mayor uso de aires acondicionados durante las temporadas de calor extremo. En los momentos de mayor tensión, el sistema ha llegado a rozar sus límites históricos: entre mayo y junio de 2024 se registraron picos de 51,595 MW, mientras que para el verano de 2026 CENACE anticipó un periodo especialmente ajustado, con una demanda récord cercana a los 54 mil MW.

Este comportamiento no es exclusivo de México, pero adquiere particular relevancia porque coincide con una infraestructura de transmisión y distribución que, según especialistas del sector, no ha crecido al mismo ritmo que la demanda.

Récord de consumo eléctrico y apagones ponen a prueba a México: el repunte de los apagones y sus causas

Los reportes más recientes documentan un incremento en las interrupciones del servicio eléctrico. Durante junio de 2026, medios especializados registraron fallas, variaciones de voltaje y apagones en al menos 20 entidades del país, con afectaciones particulares en Yucatán, Tabasco, Nuevo León, Coahuila y Veracruz, entre otras regiones.

A esto se suma un dato preocupante sobre la calidad del servicio: en 2025, los usuarios de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) acumularon en promedio 15.396 minutos sin suministro por causas atribuibles a la propia empresa, una cifra que representó un incremento de 42.3% respecto a 2024. La frecuencia de las interrupciones también aumentó de forma considerable en el mismo periodo.

Autoridades federales han señalado que buena parte de estos cortes no obedece a una falta de generación eléctrica a nivel nacional, sino a presiones concentradas en las redes de transmisión y distribución: transformadores saturados, equipos con años de operación y fallas puntuales en centrales o líneas específicas. Dicho de otra forma, un mayor consumo no provoca automáticamente un apagón, pero sí incrementa la probabilidad de que ocurra cuando la infraestructura no logra absorber la presión adicional.

La caída del sector de agua, electricidad y gas

El panorama se complica al observar el comportamiento reciente del sector de agua, electricidad y gas dentro de la actividad económica nacional. De acuerdo con cifras del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi), este bloque registró una contracción mensual de 1.9% en enero de 2026 y un nuevo descenso de 0.5% en mayo del mismo año, lo que confirma una debilidad persistente en el sector.

Este retroceso no es un fenómeno aislado. Entre 2018 y 2023, la actividad conjunta de electricidad, gas y agua se contrajo 26.8%, de acuerdo con datos citados por medios especializados, un desempeño que se ubicó como el más débil registrado en varios sexenios. Especialistas consultados por distintos medios han advertido que el crecimiento de la actividad industrial, la escasez de agua en varias regiones del país y el rezago histórico en inversión están presionando de forma simultánea tres frentes: la red eléctrica, el abasto de agua y el suministro de gas.

Una misma fragilidad, tres síntomas

Analistas del sector energético coinciden en que los tres fenómenos —récords de consumo, aumento de apagones y caída del sector de servicios básicos— no deben leerse de forma aislada, sino como manifestaciones de un mismo problema estructural: una red de infraestructura que crece por debajo del ritmo de la demanda y que arrastra años de inversión insuficiente.

En términos prácticos, esto significa que cada ola de calor intensa pondrá a prueba, cada vez con menos margen, la capacidad del sistema para sostener el suministro sin interrupciones. La discusión pública, señalan especialistas, se ha desplazado en los últimos meses de la pregunta sobre si México genera suficiente electricidad hacia una más específica: si la red de transmisión y distribución del país está en condiciones de sostener picos de demanda cada vez más altos.

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Jalisco, uno de los estados con más reportes de fallas

En Jalisco, municipios como Lagos de Moreno, Encarnación de Díaz, Tala, Zapotlán El Grande, La Manzanilla de la Paz y El Salto, además de varias colonias del Área Metropolitana de Guadalajara, han registrado cortes recurrentes de energía. Vecinos de distintas zonas describieron apagones de varias horas e incluso de más de un día completo, situación que los ha obligado a buscar alternativas para mantener cargados sus dispositivos y conservar sus alimentos.

¿Por qué se están yendo tanto la luz? Lo que dicen los especialistas

Para entender el fenómeno, académicos de la Universidad de Guadalajara ofrecieron su lectura del problema. Emilio Barocio Espejo, profesor del Departamento de Ingeniería Mecánica Eléctrica, explicó que el calor extremo dispara el uso de aires acondicionados y sistemas de refrigeración, lo que presiona con fuerza a una red que no está diseñada para picos de esa magnitud.

Por su parte, Jorge Antonio Mejía, académico del Departamento de Economía, señaló que buena parte del problema tiene su origen en la antigüedad de la infraestructura de generación y transmisión, que en muchos casos lleva décadas operando sin actualizarse. El especialista advirtió que la dependencia del país en los combustibles fósiles limita la capacidad de respuesta del sistema y planteó la necesidad de acelerar la incorporación de energías renovables, en particular la solar, aprovechando el potencial que tiene Jalisco en ese rubro. Ambos académicos coincidieron en que, más allá de las causas climáticas puntuales, el fondo del problema es la falta de modernización de las redes de transmisión y distribución.

La versión oficial: la CFE dice que no hay crisis

Desde la CFE, el subdirector de Distribución, Gustavo García, sostuvo que las interrupciones reportadas corresponden a casos puntuales y no reflejan un colapso del Sistema Eléctrico Nacional. De acuerdo con la empresa, entre 2018 y 2025 los apagones a nivel nacional se redujeron 30%, y durante los primeros cinco meses de 2026 las fallas disminuyeron 10% respecto al mismo periodo del año anterior. Estados como Morelos, Nayarit, Yucatán y Tamaulipas figuran entre los que más redujeron sus reportes de interrupciones desde 2018.

La empresa atribuyó los cortes a una combinación de factores: fenómenos meteorológicos como tormentas, descargas eléctricas, vientos fuertes y temperaturas elevadas, además del contacto de fauna y vegetación con los cables, daños provocados por terceros y equipos que requieren mantenimiento o reemplazo.

Una inversión millonaria para modernizar la red eléctrica

Como parte de su estrategia para reforzar el servicio, la CFE anunció una inversión superior a los 15 mil millones de pesos entre 2025 y 2026, destinada a la instalación de postes, cableado para redes de media y baja tensión, equipos de protección y nuevos medidores. A esto se suma un plan más amplio: el Programa de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, que contempla recursos por más de 244 mil millones de pesos entre 2024 y 2030 para proyectos de transmisión y distribución en distintas regiones del país, incluyendo inversiones importantes en Chihuahua, Veracruz, Quintana Roo, Sonora y Nuevo León.

Específicamente para Jalisco, la Comisión proyecta construir una nueva planta de ciclo combinado que reforzaría el suministro en la Zona Metropolitana de Guadalajara, con una capacidad inicial de 500 megawatts ampliable hasta mil, mediante una inversión estimada en 571 millones de dólares.

El servicio tarda más en restablecerse pese a la caída en el número de fallas

Aunque las cifras oficiales muestran una reducción en el número total de apagones durante 2025 —con 46 mil 626 interrupciones registradas, la cifra más baja en siete años—, el tiempo que tardan las cuadrillas en restablecer el servicio aumentó ligeramente, de 136 a 138 minutos en promedio a nivel nacional. En Jalisco, ese tiempo llegó a 103 minutos, el nivel más alto desde 2021. La propia CFE reconoció que varias gerencias regionales no alcanzaron sus metas de desempeño, en parte por complicaciones en la Red Nacional de Transmisión y por el aumento sostenido de la demanda.

Recomendaciones para los usuarios ante un corte de luz

Mientras se despliegan los planes de modernización, especialistas y autoridades coinciden en algunas medidas básicas para reducir riesgos durante un apagón: reportar la falla al número 071 de la CFE, desconectar aparatos electrónicos sensibles, mantener el refrigerador cerrado el mayor tiempo posible, usar lámparas de baterías en lugar de velas, evitar el contacto con cables caídos y contar con baterías externas para mantener comunicados a los celulares. Para dar seguimiento a este y otros temas relacionados con el sector, se puede consultar la sección de energía o buscar coberturas previas sobre electricidad.

El cargo Apagones en México: CFE niega crisis pese a reportes apareció primero en Energía y Ecología.

Washington decidió no renovar el acuerdo en su forma original, aunque el tratado sigue vigente mientras se resuelven las diferencias pendientes entre los tres países. Para distintos especialistas, ese esquema de revisión periódica coloca al sector de combustibles y a la industria eléctrica mexicana bajo un escrutinio mucho más cercano que en años anteriores.

Una etapa de presión política más que de ruptura comercial

Pech planteó que la postura estadounidense responde más a una estrategia de negociación en año electoral que a una intención real de romper el tratado. El analista sostuvo que Estados Unidos busca conservar margen de maniobra y capacidad de presión sobre México en los temas que considera prioritarios, entre ellos la energía.

El especialista precisó que la vigencia del T-MEC, mientras se resuelven las controversias abiertas, confirma que no existe un riesgo inmediato de terminación del acuerdo. Sin embargo, advirtió que México sí enfrenta un escenario de mayor presión política, comercial y regulatoria en los próximos años, derivado del nuevo mecanismo de revisión.

Permisos, almacenamiento y participación privada, bajo la lupa

De acuerdo con el análisis de Pech, buena parte de las fricciones acumuladas entre México y sus socios comerciales durante los últimos años podría convertirse ahora en parámetros formales para medir el cumplimiento del tratado. El especialista mencionó, entre otros puntos, la participación de empresas privadas en el mercado energético, los permisos para el manejo de combustibles, la infraestructura de almacenamiento, la generación eléctrica y el papel que desempeñan Pemex y la Comisión Federal de Electricidad.

Según su lectura, temas que antes se abordaban como controversias técnicas o regulatorias podrían pasar a evaluarse como indicadores del desempeño de México dentro del tratado. Eso incluiría, señaló, las autorizaciones de importación, los permisos para operar terminales e infraestructura de almacenamiento, y cualquier ajuste regulatorio que afecte a las empresas privadas del sector.

Pech planteó además que la energía podría funcionar como moneda de cambio dentro de la negociación trilateral, es decir, que Washington podría usar el tema energético para obtener concesiones en otros sectores estratégicos, como el automotriz o el agroalimentario.

La dependencia del gas natural estadounidense, un punto sensible

Uno de los factores que más preocupa al consultor es la alta dependencia de México respecto al gas natural que llega desde Estados Unidos, la cual, de acuerdo con su estimación, supera el 70 por ciento del abasto nacional. Para Pech, esa cifra convierte al suministro energético en un elemento especialmente vulnerable ante un periodo prolongado de incertidumbre comercial.

El especialista explicó que un esquema de revisiones anuales podría desincentivar decisiones de inversión en ductos, terminales de almacenamiento y proyectos eléctricos, ya que la falta de previsibilidad regulatoria eleva el riesgo para quienes buscan invertir en infraestructura energética en México.

Sobre el comunicado difundido por la Oficina del Representante Comercial de Estados Unidos, Pech consideró que debe interpretarse principalmente en clave política. A su juicio, Washington busca mantener vigente el tratado mientras conserva la posibilidad de endurecer su posición una vez concluido el proceso electoral estadounidense.

El reto pendiente: certidumbre regulatoria

De cara a los próximos ciclos de revisión, el consultor estimó que la continuidad del T-MEC dependerá cada vez más de cómo evolucionen los temas considerados estratégicos por ambos gobiernos, con la política energética mexicana entre los más sensibles.

Para Pech, el principal desafío del país consiste en ofrecer mayor certidumbre regulatoria al mercado, reducir los puntos de fricción con sus socios comerciales y fortalecer la infraestructura energética nacional, con el fin de disminuir la exposición de México ante eventuales cambios en la relación bilateral con Estados Unidos.

El cargo Combustibles en la mira de las revisiones anuales del T-MEC apareció primero en Energía y Ecología.

Las estimaciones oficiales difundidas por autoridades energéticas apuntan a que ese pico representaría un punto de inflexión: si los planes de incorporación de energía solar y eólica avanzan conforme a lo programado, el consumo de gas para la generación podría comenzar a moderarse en los años siguientes. Sin embargo, la materialización de esa curva descendente depende de variables que aún están en disputa: la velocidad de ejecución de proyectos, el financiamiento disponible y la evolución de los precios internacionales del propio gas.

Una dependencia del 75%: el talón de Aquiles energético de México

El trasfondo del posible récord de 2027 no puede entenderse sin considerar la estructura de abasto que sostiene al sector energético mexicano. De acuerdo con datos oficiales divulgados en 2026 por la Secretaría de Energía. Esto es, aproximadamente tres de cada cuatro unidades de gas natural que se consumen en el país provienen del exterior, principalmente de Texas y California, a través de una red de gasoductos de interconexión fronteriza.

Esta proporción cobra especial relevancia cuando se considera que México utiliza alrededor de 9,000 millones de pies cúbicos diarios de gas en su conjunto, y que el sector eléctrico es el consumidor de mayor peso dentro de esa cifra. En términos prácticos, ello significa que cada vez que la demanda de electricidad sube —por temperaturas extremas, por crecimiento industrial o por la sustitución de otras fuentes— las necesidades de gas importado se incrementan de forma proporcional.

México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027, dependencia extrema

El año que viene será el pico

La vulnerabilidad de ese modelo quedó expuesta en febrero de 2021, cuando las tormentas invernales que azotaron Texas interrumpieron el flujo de gas hacia México y provocaron cortes masivos de electricidad en varios estados del norte del país. Ese episodio, conocido como la crisis de Úri, advirtió con claridad sobre los riesgos de depender de una sola fuente de suministro exterior, sin capacidad de almacenamiento estratégico suficiente para absorber interrupciones.

A ello se suma la exposición a la volatilidad del mercado estadounidense. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) prevé que el precio de referencia Henry Hub —el indicador más utilizado para contratos de gas en Norteamérica— se sitúe en torno a los 3.50 dólares por millón de BTU durante 2026 y escale a cerca de 4.60 dólares en 2027, justo el año del pico de consumo proyectado para México. Esa alza potencial en los precios trasladaría costos adicionales a la generación eléctrica. Lo que viene acompañado de posibles repercusiones en tarifas y en las finanzas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La apuesta por más ductos: 23,289 kilómetros de red para 2030

Como parte de la estrategia para reducir los cuellos de botella que limitan el transporte interno del combustible, el gobierno federal ha planteado un plan de expansión de la red nacional de gasoductos. La información pública presentada en 2026 indica que el país opera actualmente 21,149 kilómetros de ductos para gas natural, y que la meta oficial es ampliar esa infraestructura hasta los 23,289 kilómetros para 2030, con una inversión estimada en 140,904 millones de pesos.

El plan contempla la construcción de once nuevos tramos, además de trabajos de mantenimiento y modernización en los corredores ya existentes. En su ejecución participan la CFE y el Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS), organismo responsable de la gestión del sistema de transporte. Una parte significativa de esa infraestructura nueva entraría en servicio entre 2026 y 2027, lo cual es relevante porque coincide con el periodo de mayor presión sobre la demanda de gas para generación.

Para las regiones industriales del norte y el Bajío, así como para las zonas urbanas con mayor concentración de consumo, la disponibilidad de ductos suficientes marcará la diferencia entre un suministro estable y potenciales restricciones. En ese sentido, la infraestructura no es solo logística: es también una condición habilitadora para que el sistema eléctrico funcione sin interrupciones mientras la transición energética avanza.

La paradoja que señalan analistas del sector es que ampliar la capacidad de transporte de gas podría, al mismo tiempo, incentivar un mayor consumo del combustible en el corto plazo, lo que retardaría el desplazamiento hacia fuentes más limpias. Ese dilema entre seguridad de suministro inmediata y descarbonización estructural define gran parte del debate energético en México y en otros países de la región.

Renovables al alza, pero el gas mantiene el pulso del sistema eléctrico

Las autoridades energéticas mexicanas han insistido en que el máximo de consumo de gas proyectado para 2027 sería una cima temporal, no una tendencia permanente. La Secretaría de Energía ha indicado que la estrategia de largo plazo busca elevar la participación de la generación limpia desde el nivel actual de alrededor del 24% hasta el 38% para 2030. Lo cual se logrará apoyada en la entrada de nuevas plantas solares y parques eólicos.

Ese objetivo implica un cambio estructural de magnitud considerable en un sistema que durante décadas construyó su capacidad instalada sobre termoeléctricas de gas, combustóleo y carbón. La transición, no obstante, enfrenta obstáculos concretos: la lentitud en los procesos de licitación, la incertidumbre regulatoria que ha frenado inversiones privadas en generación renovable desde 2021, y la necesidad de adaptar la red de transmisión para integrar fuentes de generación distribuida y variable.

Desde una perspectiva latinoamericana más amplia, el dilema mexicano es parte de una tensión compartida con otros países de la región: la urgencia de contar con electricidad firme, asequible y confiable en el corto plazo choca con los compromisos de reducción de emisiones asumidos en acuerdos internacionales. El gas natural suele presentarse en esos debates como un combustible de transición —menos contaminante que el carbón, pero no neutro en carbono— cuya vigencia prolongada genera cuestionamientos desde la comunidad científica y organismos como la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advierte que ningún nuevo proyecto de combustibles fósiles es compatible con un escenario de cero emisiones netas para 2050.

Lo que viene: infraestructura, precios y renovables como termómetro

Durante los próximos trimestres, tres variables serán determinantes para saber si la proyección de 2027 se confirma y si el pico se convierte en un genuino punto de quiebre hacia una matriz más diversificada.

En primer lugar, el avance concreto de las obras de gasoductos anunciadas: los retrasos en la ejecución de infraestructura energética en México tienen antecedentes documentados, y cualquier demora podría traducirse en restricciones de suministro en el período de mayor demanda previsto. En segundo lugar, la evolución de los precios del gas en el mercado estadounidense determinará el impacto financiero real del pico de consumo para las empresas y para las tarifas eléctricas. Finalmente, la velocidad con que los proyectos de energía solar y eólica entren en operación será la señal más clara sobre si México está efectivamente en camino de reducir su dependencia del gas o si simplemente la difiere hacia años posteriores.

El récord proyectado para 2027 es, en ese sentido, mucho más que una estadística.  Años de decisiones políticas, inversiones postergadas y rezagos estructurales definen la trayectoria energética del país en una década crítica.

El cargo México: récord de consumo de gas natural para electricidad 2027 apareció primero en Energía y Ecología.

La postura llega en uno de los momentos de mayor presión social sobre la empresa: al menos 20 estados del país han reportado apagones, variaciones de voltaje e interrupciones en el servicio eléctrico en los últimos días. En ese contexto, la CFE optó por emitir una explicación institucional para desactivar la percepción de colapso sistémico.

Clima, fauna y terceros: las causas que señala CFE detrás de los apagones

De acuerdo con la paraestatal, los principales detonantes de las fallas son fenómenos meteorológicos como tormentas, descargas atmosféricas, vientos y altas temperaturas, así como el contacto de fauna y vegetación con las redes eléctricas, los daños ocasionados por terceros y, en casos específicos, equipos que requieren mantenimiento o sustitución.

Esta clasificación de causas revela un panorama heterogéneo que va desde la interferencia de animales con los tendidos eléctricos —un problema recurrente en zonas rurales y periurbanas— hasta accidentes provocados por obras de construcción o colisiones vehiculares con la infraestructura. Incidentes como colisiones de vehículos con postes de electricidad o daños accidentales a instalaciones eléctricas por obras de terceros pueden afectar directamente el sistema de transmisión, interrumpiendo el suministro normal.

En paralelo, el factor climático resulta determinante durante la temporada de verano. Durante períodos de alta demanda, como las olas de calor, el uso intensivo de aires acondicionados y otros electrodomésticos puede sobrecargar la red eléctrica, provocando no solo apagones sino también daños a equipos electrónicos por picos de voltaje.

La situación se agrava en algunos estados por la antigüedad de los equipos. En entidades como Sinaloa, numerosos transformadores superan los 40 años de vida útil y han sido sometidos a múltiples reparaciones que los hacen especialmente vulnerables ante picos de demanda —una condición que, según expertos del sector, se replica en distintas zonas del territorio nacional.

El caso Hermosillo: más de 26 horas sin luz y protestas en la México 15

El episodio más grave registrado en los últimos días ocurrió en la capital sonorense. A las 15:25 horas del 25 de junio de 2026 se interrumpió el suministro de energía eléctrica en el sur de Hermosillo, derivado de la salida de operación de un transformador de potencia en la subestación Rolando García Urrea. Las colonias afectadas fueron Altares, Rancho Grande, Nuevo Hermosillo, Arboledas, Gala, Agualurca y Haciendas del Sur, entre otras.

La indignación vecinal no tardó en desbordarse. Habitantes de la zona bloquearon la carretera federal México 15, en el acceso sur de Hermosillo, luego de permanecer varias horas sin energía eléctrica bajo temperaturas que superaron los 45 grados centígrados. La afectación se extendió también hacia el Surponiente de la ciudad, donde otras colonias reportaron fallas que tampoco habían sido resueltas.

El apagón dejó a miles de familias sin energía en medio del calor extremo, provocó pérdidas económicas en comercios, afectaciones en servicios y obligó al Ayuntamiento de Hermosillo a habilitar albergues temporales con aire acondicionado para la población más vulnerable, incluidos adultos mayores y personas con enfermedades.

La protesta vecinal se prolongó por al menos cinco horas, ocasionando un importante congestionamiento vehicular en ambos sentidos de la carretera México 15 y obligando a conductores a buscar rutas alternativas. La circulación fue liberada pasadas las 2:00 de la madrugada, tras negociaciones entre las autoridades y los manifestantes.

El impacto también alcanzó al sector productivo. El presidente de la Industria Maquiladora y Manufacturera de Exportación (Index) Sonora advirtió que los apagones intermitentes representan pérdidas de entre 7 y 8 millones de pesos para la industria manufacturera de Hermosillo, afectando principalmente el Poniente de la ciudad donde operan empresas que dependen de energía continua.

CFE intensifica mantenimiento; Sheinbaum distingue distribución de generación

Frente al escenario de inconformidad, la CFE destacó que durante el presente año se han ejecutado cientos de miles de acciones estratégicas en cada estado para atender la red eléctrica, con incrementos anuales de hasta 20% en estas labores. La empresa subrayó que dichas acciones abarcan desde la atención de fallas hasta el mantenimiento preventivo y la sustitución de equipos en distintas regiones.

En el ámbito político, la presidenta Claudia Sheinbaum ofreció su propia lectura del fenómeno. La mandataria rechazó que en México existan apagones por insuficiencia de generación eléctrica y sostuvo que los cortes corresponden a fallas en la red de distribución. Señaló que el reto no radica en producir más energía, sino en contar con líneas suficientes para llevarla a los usuarios: “Estamos trabajando muy fuerte, particularmente con CFE, para fortalecer estas líneas de distribución”, indicó.

Esta distinción entre generación y distribución es clave para comprender el debate técnico de fondo. Especialistas del sector energético advierten que la discusión pública tiende a simplificar el problema como “falta de inversión” o “picos climáticos”, cuando en realidad se trata de una combinación de ambos: inversión y mantenimiento para reforzar infraestructura, más gestión operativa eficiente para administrar las cargas en momentos críticos.

Para los usuarios, la Comisión Federal de Electricidad mantiene disponible el número gratuito 071 las 24 horas del día para reportar fallas y solicitar aclaraciones. También es posible hacer seguimiento mediante la aplicación oficial CFE Contigo.

Una red bajo presión: el contexto estructural detrás de los apagones

El debate sobre las interrupciones eléctricas en México no es nuevo ni coyuntural. El país llega a 2026 con una red que enfrenta presiones acumuladas: crecimiento de la demanda en polos industriales y urbanos, envejecimiento de infraestructura en diversas zonas del territorio, expansión metropolitana acelerada y, de manera creciente, eventos climáticos extremos que elevan el consumo y someten a los equipos a condiciones para las que no fueron diseñados originalmente.

Los estados con climas extremos, como Sonora, Sinaloa o Tabasco, son los más vulnerables durante el verano, cuando la demanda alcanza sus picos más elevados. Las entidades costeras, por su parte, enfrentan los apagones más severos durante la temporada de huracanes, cuando vientos y lluvias intensas derriban postes y dañan transformadores.

El verano de 2026 pone a prueba tanto la resiliencia de la infraestructura eléctrica nacional como la capacidad institucional de la CFE para comunicar con claridad qué ocurre, por qué ocurre y cuánto tardará en resolverse. Mientras los ciudadanos exigen respuestas concretas bajo el calor extremo, el reto para la paraestatal va más allá de reparar transformadores: también se trata de recuperar la confianza de millones de usuarios que esperan que regrese la luz.

El cargo CFE niega crisis eléctrica: apagones por clima y fauna apareció primero en Energía y Ecología.

Moody’s pone a CFE y ocho bancos en el límite del grado de inversión después de reducir la calificación soberana de México de Baa2 a Baa3, el peldaño más bajo antes de caer a categoría especulativa. La decisión arrastra consigo a la Comisión Federal de Electricidad y a las instituciones financieras más grandes del país, en un movimiento que reordena el mapa de riesgo de la economía mexicana.

La agencia cambió simultáneamente la perspectiva de negativa a estable, lo que indica que no anticipa más recortes inmediatos, siempre que no haya nuevos choques en las finanzas públicas.

La CFE: fortaleza operativa, talón de Aquiles fiscal

La deuda senior no garantizada en moneda extranjera de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) bajó de Baa2 a Baa3. Moody’s mantuvo su evaluación crediticia base en ba3, reconociendo que la empresa conserva músculo operativo, pero señala que ese músculo está atado a la salud financiera del gobierno federal.

El vínculo entre la CFE y el soberano es el problema de fondo. Cada peso que el gobierno destina a sostener a la empresa presiona la deuda pública; cada deterioro fiscal se traslada directamente a la calificación de la paraestatal. Moody’s pone a CFE y ocho bancos en el límite precisamente porque ese cordón umbilical no tiene señales de cortarse.

En términos prácticos, la empresa seguirá consiguiendo financiamiento en mercados internacionales, pero a un costo más alto y con menos margen de maniobra.

Los ocho bancos que bajaron un escalón

La rebaja alcanzó a las principales instituciones financieras del país. BBVA México y Santander México figuran entre los ocho bancos afectados, junto con Citibanamex, Banorte, HSBC México, Scotiabank México, Inbursa y Banco Regional.

La lógica de la agencia es directa: el riesgo de los bancos está amarrado al riesgo del país. La calidad de su cartera, la capacidad del gobierno para sostener al sistema financiero y la exposición a deuda soberana y paraestatal determinan su calificación tanto como sus propios balances.

El recorte es de un escalón en las notas de emisor o deuda en moneda extranjera. No los saca del grado de inversión, pero estrecha el margen antes de que eso ocurra.

Qué cambia para los bancos

El fondeo internacional se encarece de forma moderada. La sensibilidad del sistema bancario a cualquier deterioro adicional en las finanzas públicas sube. Los inversionistas institucionales que tienen límites para mantener posiciones en emisores cerca del grado especulativo empezarán a mirar con mayor atención.

Lo que dice Moody’s sobre México

La agencia cita tres factores para el recorte soberano: deterioro de la posición fiscal, presiones de gasto crecientes —incluidos los apoyos a CFE y Pemex— y debilidad en los marcos institucionales y de política pública.

El cambio a perspectiva estable es una señal de pausa, no de alivio. Moody’s acota que el margen para errores en política fiscal y energética es escaso. Cualquier caída de ingresos, recesión o crisis en el sector energético puede traducirse en mayor deuda o en recortes de gasto que vuelvan a tensar las calificaciones.

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Energía, el primer muro

Sin electricidad suficiente, barata y estable, no hay centro de datos que funcione. Para las cargas de IA —entrenamiento de modelos, procesamiento masivo de datos— se requieren decenas o cientos de megawatts por campus, con suministro continuo. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) tendría que respaldar una expansión que la industria estima en al menos 1,200 MW adicionales, con una inversión en infraestructura eléctrica de unos 8,800 millones de dólares.

El problema va más allá de los números: más de 70% de la electricidad en México sale de fuentes fósiles. Eso encarece la operación, frena cualquier argumento de sostenibilidad y aleja a empresas que ya operan bajo compromisos de carbono neto cero.

La infraestructura que México requiere para las AI también depende del agua

Las instalaciones de alta densidad computacional consumen agua en sus sistemas de enfriamiento. Querétaro y el Bajío ya cargan con presión hídrica antes de que lleguen más centros de datos. Si la expansión ocurre sin inversión proporcional en tecnologías de enfriamiento eficientes, el conflicto social no tarda.

H3: Conectividad y talento, los otros dos huecos

La demanda de ancho de banda entre centros de datos podría multiplicarse por seis en los próximos cinco años. México necesita redes de fibra óptica capaces de mover 400 a 800 gigabits por segundo por enlace, con latencias bajas entre nodos.

El talento es el cuello más silencioso. No hay suficientes ingenieros eléctricos, mecánicos ni operadores de centros de datos para construir y sostener la infraestructura proyectada. La propia industria lo reconoce: los proyectos de nearshoring tecnológico se topan con escasez de perfiles antes de que se pongan la primera piedra.

Lo que está en juego

México ya ocupa el segundo lugar en el mercado latinoamericano de centros de datos. Hay inversiones directas proyectadas por más de 9,000 millones de dólares y efectos indirectos que superan los 27,000 millones. Si la infraestructura se construye, el país podría alojar cargas de IA para el mercado estadounidense y el latinoamericano desde una posición geográfica que ningún otro país de la región tiene.

Si no se construye, esas inversiones se van a mercados con energía abundante y verde —algunos estados de Estados Unidos, Canadá, países con excedentes hidroeléctricos en Sudamérica. México se quedaría pagando los costos del boom sin capturar sus beneficios.

Lo que pide la industria

La Asociación Mexicana de Data Centers: MEXDC ha señalado de forma directa que sin un plan nacional de energía con metas claras, regulaciones que agilicen permisos de fibra y programas acelerados de formación técnica, México no consolida su posición. No como advertencia, sino como condición.

Cuarenta y tres por ciento de los nuevos centros de datos en el país tendrá que destinar su capacidad a cargas de trabajo de inteligencia artificial. Eso ya no es una proyección: es la dirección que toman los contratos y las decisiones de inversión hoy.

La pregunta no es si México quiere ser hub de IA. La pregunta es si puede armar en tiempo la cadena eléctrica, hídrica, de fibra y de talento que eso exige. Los proyectos anunciados para 2030 tienen fecha. La infraestructura, todavía no.

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Un sector que no espera

México tiene pendiente una deuda con el sol. Su territorio recibe una de las tasas de irradiación más altas del mundo y, sin embargo, la capacidad solar instalada sigue lejos de su potencial. Eso fue parte del diagnóstico que llevaron los representantes de Asolmex a la reunión con González Escobar.

La asociación agrupa a más de 100 empresas dedicadas a generación, almacenamiento y autoconsumo solar. No llegaron con quejas: llegaron con propuestas técnicas y la disposición de mover capital privado si las reglas del juego son claras.

SENER y ASOLMEX acuerdan proyectos de energía solar con miras a 2027

El encuentro produjo acuerdos sobre los mecanismos que activará el gobierno federal para abrir espacio al sector. Entre los temas que se tocaron: convocatorias transparentes para nuevos proyectos, esquemas mixtos que combinen inversión privada con operación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), y soluciones de almacenamiento con baterías para respaldar la generación intermitente.

La Secretaría de Energía (SENER) tiene un horizonte definido: dejar adjudicados los proyectos antes de 2027–2028. No es una fecha caprichosa; responde a los compromisos de reducción de emisiones y a la necesidad de fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional antes de que la demanda rebase la oferta.

Permisos ya otorgados y lo que viene

A finales de 2025, la dependencia otorgó 20 permisos de generación privada, la mayoría fotovoltaicos, por 3,320 megawatts y alrededor de 4,752 millones de dólares en inversión comprometida. Varios de esos proyectos incluyen baterías, lo que los hace más robustos ante la variabilidad solar.

La propia Luz Elena González Escobar adelantó que habrá nuevas convocatorias. Los proyectos que vengan podrán ser exclusivamente privados, mixtos con CFE o centrados en almacenamiento. La rectoría del Estado no está en disputa; lo que se negocia es cómo sumar capital y experiencia del sector sin soltar el volante.

Energía solar como columna vertebral

Las proyecciones de la SENER lo dicen sin rodeos: la energía solar fotovoltaica será la tecnología que más sumará a la capacidad eléctrica instalada en México entre 2023 y 2037, con cerca de la mitad de toda la nueva capacidad prevista. Eso convierte a SENER y ASOLMEX acuerdan proyectos de energía solar en algo más que un titular de reunión: es la firma visible de una apuesta estructural.

Queda por ver cuánto tarda en pasar de los acuerdos a los contratos, y si las convocatorias prometidas llegan antes de que el calendario político cambie el ritmo.

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Ahora el gobierno guatemalteco quiere más. En el marco de una agenda bilateral que toca energías renovables, mecanismos de interconexión y proyectos de desarrollo con criterios ambientales, Guatemala pidió formalmente a México ampliar la capacidad de transmisión eléctrica transfronteriza. Para Ciudad de Guatemala, una línea más robusta con México no es solo un asunto técnico: encaja en la estrategia de integración energética centroamericana a través de la red SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central), que busca consolidar un mercado eléctrico regional.

La respuesta de México: mejor adentro que afuera

La presidenta Claudia Sheinbaum reconoció que México ya vende electricidad al vecino del sur, pero subrayó que esas ventas corren hoy por manos privadas. La instrucción política es clara: antes de abrir el grifo hacia el exterior, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) debe asegurar el abasto interno. Solo con ese piso garantizado, el gobierno evalúa ampliar la exportación bajo control estatal.

Para respaldarlo, el gobierno anunció un plan de nuevas centrales de la CFE por alrededor de 26,000 MW. En el discurso oficial, esa capacidad adicional dejará margen suficiente para atender la demanda doméstica y, después, exportar a Guatemala y Belice.

La viabilidad de exportar electricidad a Guatemala depende de la infraestructura

El cuello de botella no es la ausencia de línea: el enlace físico ya existe. Lo que Guatemala pidió es aumentar la capacidad de transmisión de ese corredor. Históricamente, resolver ese punto ha requerido inversiones acotadas: transformadores de alta capacidad, refuerzos en la subestación Brillantes del lado guatemalteco y mejoras en la red mexicana.

El contexto regulatorio complica el cálculo. Los cambios en el sector eléctrico mexicano apuntan a que la CFE ocupe un papel dominante y a que la participación privada en generación y comercialización se reduzca. Eso significa que cualquier acuerdo de Exportación de electricidad a Guatemala tendría que encajar en ese nuevo marco antes de materializarse.

Centroamérica mira al norte

Para México, vender electricidad al istmo refuerza su posición como proveedor energético regional. Para Guatemala y sus vecinos, una conexión más sólida con la red mexicana amplía el margen para estabilizar precios y cubrir picos de demanda.

El matiz incómodo: una parte de la energía que México podría exportar sigue dependiendo del gas natural, lo que pone en tensión el discurso de transición hacia fuentes limpias que ambos gobiernos sostienen en sus acuerdos bilaterales.

La solicitud guatemalteca ya está sobre la mesa. La CFE todavía no firma nada.

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