Todo empezó en León: los cuatro ciclos de la red eléctrica mexicana

En 1879, una fábrica textil en León, Guanajuato, instaló una planta termoeléctrica de 1.8 kilowatts para mover su propia maquinaria. Se llamaba La Americana y fue la primera instalación eléctrica del país. No prestaba servicio público, no vendía a nadie y no estaba conectada a nada: era autoabastecimiento industrial. Diez años después, la primera hidroeléctrica —22 kW en Batopilas, Chihuahua— se construyó para alimentar una mina.

La electricidad no llegó a México como servicio. Llegó como infraestructura privada de la industria, y llegó primero al Bajío.

Ciento cuarenta y siete años después, el principal espacio que la Ley del Sector Eléctrico de 2025 abre a la inversión privada está en su artículo 30 y se llama autoconsumo.

Entre esas dos fechas caben una nacionalización, dos aperturas, una crisis de deuda, una reforma constitucional revertida por otra y un sistema que pasó de 1.8 kW a más de 93,000 MW. La historia no se repite. La restricción física sí, y la respuesta del capital a esa restricción se ha repetido cuatro veces con una fidelidad que incomoda.

Este texto traza esos ciclos.

Siete eras, una línea cada una

1879–1937 · El capital privado, disperso. De un centenar de empresas con voltajes y frecuencias distintas a tres consorcios extranjeros que hacia los años treinta concentraban cerca del 90% de la capacidad. Mercados urbanos rentables; más del 62% de la población, rural, sin servicio.

1937–1960 · El Estado entra como generador. La CFE nace el 14 de agosto de 1937 con un país de 629 MW y 7 de 18.3 millones de habitantes con luz. Arranca con 64 kW propios. Para 1959 genera el 53% de la electricidad del país pero sólo distribuye al 15% de la población: las compañías extranjeras le compran y revenden.

1960–1982 · El Estado constructor. El 27 de septiembre de 1960 se nacionaliza la industria —por compra, no por expropiación—. De 2,308 MW y 44% de electrificación se pasa a 17.4 GW y 80% de la población en 1981.

1982–1992 · La descapitalización. La crisis de deuda recorta la inversión eléctrica cerca de 40% en términos reales. No hubo apagones; hubo mantenimiento diferido.

1992–2013 · La apertura por la puerta de servicio. Sin tocar la Constitución, se redefine qué no es servicio público. Entran el autoabastecimiento, la cogeneración y el productor independiente. Llega el gas de Texas y el ciclo combinado.

2013–2018 · El mercado. Reforma constitucional, Ley de la Industria Eléctrica, CENACE independiente, mercado mayorista y tres subastas que tocaron precios récord mundiales.

2019–2026 · Recentralización y coexistencia administrada. Cambio de orden de despacho, cancelación de subastas, reforma constitucional de 2024 y un nuevo paquete legal en 2025 que reabre la puerta con el Estado como socio obligado.

Sobre esa línea corren cuatro ciclos que no coinciden con los sexenios.

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Ciclo I. El péndulo se mueve con la caja, no con la ideología

La lectura habitual —Estado contra mercado— explica mal las fechas. Lo que sí las explica es la capacidad de pago del erario en el momento de legislar.

1960. México nacionaliza la industria eléctrica en el auge del desarrollo estabilizador y con acceso a crédito internacional. Por eso compró en lugar de expropiar: cerca de 36 millones de dólares por los activos de American & Foreign Power y unos 130 millones por el 90% de las acciones de la Mexican Light and Power más la asunción de su deuda, financiado con un crédito de Prudential. Un Estado sin caja no compra; decreta.

1992. Diez años después de la crisis de deuda, con la inversión eléctrica todavía 40% por debajo de su nivel de 1982, el Congreso no reformó la Constitución: reformó el artículo 3º de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica para enumerar lo que no es servicio público. El resultado fue una figura financieramente muy precisa —el Productor Independiente de Energía— que vende en exclusiva a la CFE bajo contrato de largo plazo. Eso no es liberalización: es project finance con contrato de compra soberano, diseñado para construir centrales sin que aparezcan en el balance público.

2025. El artículo 39 de la Ley del Sector Eléctrico define la producción de largo plazo con una frase que conviene leer literal: el Estado no aporta capital, la totalidad de la producción es exclusiva de la empresa pública y la transferencia de activos al final del contrato es optativa y sin costo para la CFE. El artículo 40 exige que la CFE tenga al menos 54% de participación en cada proyecto de inversión mixta. Es el mismo instrumento de 1992, con treinta y tres años más de experiencia contractual.

La conclusión práctica no es que las aperturas sean falsas. Es que son instrumentos de financiamiento antes que doctrinas, y por lo tanto su forma legal se puede predecir a partir de lo que le falta a la tesorería. El plan de desarrollo de la CFE 2026–2030 contempla 651 mil millones de pesos. El propio gobierno estima que el sistema necesita alrededor de 56 mil millones de dólares y espera cerca de 1.40 dólares privados por cada dólar público. Esa aritmética —no una preferencia ideológica— es lo que mantiene la puerta abierta.

Ciclo II. El activo tarda más que el sexenio

Este es el ciclo que menos se discute y el que más dinero ha costado.

• Reforma de 1992 → primer productor independiente en operación, Mérida III, en el año 2000. Ocho años, tres administraciones.
• Reforma de 2013–2014 → mercado mayorista en enero de 2016, subastas en 2016 y 2017, proyectos entrando en 2018–2019. Cinco a seis años. La cuarta subasta se suspendió en diciembre de 2018 y se canceló en enero de 2019: murió antes de que existieran sus activos.
• Reforma de 2024–2025 → primeros proyectos de desarrollo mixto con entrada comprometida entre 2027 y 2030.

El ciclo político mexicano dura seis años. El ciclo de un activo eléctrico de red, entre permiso y operación comercial, ha durado históricamente entre cinco y ocho. La consecuencia estructural es que ninguna administración inaugura su propia doctrina: inaugura la anterior y cancela la siguiente.

De ahí que las cifras de inversión se lean siempre con un sexenio de retraso. Entre 2019 y mediados de 2024, la inversión en generación autorizada equivalió a 24.5% de la aprobada entre 2013 y 2018, y los megawatts aprobados al 30%. Ese hueco no se manifestó en 2021: se manifestó en los apagones regionales de 2024 y en un margen de reserva comprimido que hoy ronda el 9%.

Para quien invierte, el corolario es operativo, no filosófico: el riesgo regulatorio no es que cambien las reglas, sino que cambien durante la construcción. Un activo cuyo plazo de permiso, obra y puesta en marcha es menor que el ciclo político carga una fracción de ese riesgo. Un activo de siete años lo carga completo.

Ciclo III. Se construye generación; la red se hereda

En 1960 el Estado no recibió un sistema. Recibió un inventario: cerca de 30 voltajes de distribución, siete tensiones de transmisión, dos frecuencias —50 Hz en el centro, 60 Hz en el resto— y 168 regímenes tarifarios distintos. Unificar la frecuencia tomó hasta 1976. La interconexión síncrona del norte con el sur —el Sistema Interconectado Nacional en sentido estricto— llegó en 1980. Veinte años después de la nacionalización.

Ese retraso no fue una excepción. Es el patrón.

Cuando la crisis de deuda obligó a priorizar, la CFE protegió la generación. El diagnóstico del Banco Mundial de 1990 lo dice sin rodeos: las inversiones en transmisión y distribución se restringieron “a niveles mínimos”, la disponibilidad de las centrales térmicas cayó a 65% en 1981 por mantenimiento diferido y había cerca de un millón de clientes conectados sin medidor. La factura llegó un ciclo después: las pérdidas de transmisión y distribución subieron de 12.94% en 1990 a 16.06% en 2010, justo la década de mayor entrada de capacidad privada de generación.

No es coincidencia. Entre 1992 y 2013 el capital privado sólo pudo ser dueño de centrales, porque era lo único que la ley le permitía poseer. La red quedó donde estaba. Desde 1960, en ninguno de los ciclos —ni en el de 1992, ni en el de 2013, ni en el de 2025— la transmisión ha cambiado de dueño. Es el único activo del sistema que nunca se abrió.

El resultado se lee hoy en los fallos, no en los discursos. En la primera ronda de esquemas de desarrollo mixto, resuelta en junio de 2026, se adjudicaron 7,411 MW en 37 proyectos —114% de la meta— y al mismo tiempo se rechazaron 46 propuestas, con la saturación de la red entre las causales declaradas. La región Occidente cubrió alrededor de 310 de los 1,540 MW que requería. La demanda de inversión excedió la meta en 14% y la capacidad de la red para recibirla se quedó corta en 80% en una de las regiones industriales del país.

La restricción migró de la generación a la red, como en 1980 y como en 2010. Toma un ciclo completo reconocerlo.

Ciclo IV. El capital privado siempre vuelve por la orilla

En 1879 la electricidad entró a México por una fábrica. En 1889, por una mina. Hasta 1937 —en palabras del propio registro histórico constitucional— la industria eléctrica surgió “para utilizarse como fuerza motriz y satisfacer necesidades propias de empresas manufactureras y mineras”. El centro de la red no existía; sólo existía la orilla.

Cuando el centro se cerró, el capital volvió a la orilla:

• 1992–2013. Junto al productor independiente, que era grande y estaba al centro —27 permisos con un promedio de 504 MW cada uno—, creció una figura chica y dispersa: 428 permisos de autoabastecimiento con un promedio de 12 MW. Casi 5,000 MW construidos un proyecto a la vez, detrás del medidor de quien los necesitaba.
• 2025. El artículo 30 de la Ley del Sector Eléctrico define el autoconsumo y otorga trámite simplificado a las centrales de entre 0.7 y 20 MW. Es, con diferencia, la vía más rápida que la ley vigente abre a un privado.

La razón no es sentimental, y conecta con el Ciclo II: detrás del medidor es el único lugar donde el plazo de permiso, obra y retorno del activo es más corto que el ciclo político. Los dos ciclos son el mismo ciclo visto desde extremos opuestos.

Conviene leer la letra chica de 2025, que es donde está el diseño real: los excedentes del autoconsumo interconectado se inyectan sin contraprestación o se venden exclusivamente a la empresa pública, y un generador intermitente que inyecte debe tener respaldo propio mediante almacenamiento o pagarlo a la CFE. La ley no está incentivando paneles: está incentivando paneles con baterías, dimensionados al consumo propio. El proyecto que la norma premia es el que no le pide nada a la red.

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Dónde estamos en cada ciclo, hoy

Ciclo I (propiedad). En fase de apertura financiada. El piso legal es claro: el Estado debe mantener al menos 54% de la energía inyectada a la red en promedio anual —un piso, medido en energía, no en capacidad instalada— y el despacho económico quedó restituido en el mismo artículo que lo establece. Lo demás es negociable porque tiene que serlo.

Ciclo II (plazo). A veinte meses del inicio de la administración, los activos comprometidos entran entre 2027 y 2030. La segunda convocatoria de permisos prioritarios, publicada en mayo de 2026, lleva cuatro modificaciones de calendario y su fallo se recorrió al 9 de noviembre de 2026. El reloj del activo ya está corriendo contra el del sexenio.

Ciclo III (red). La restricción es de transmisión y está documentada por la propia autoridad. La demanda máxima del sistema marcó un récord histórico de 54,300 MW el 24 de julio de 2026, con los centros de datos como factor nuevo: entre 200 y 300 MW por instalación, contra 10 a 20 MW de un parque industrial tradicional. La capacidad instalada ronda 93,400 MW.

Ciclo IV (orilla). Abierto, y es donde está la asimetría. El resto del sistema se mueve a velocidad de planeación vinculante; el autoconsumo se mueve a velocidad de obra.

Lo que un plan a 2030 puede resolver, lo resolverá en 2030. Una planta que necesita capacidad firme en 2027 está en otro ciclo, y ese desfase —entre la fecha en que llega la red y la fecha en que la planta necesita energía— es el mismo desde 1879. Es también, exactamente, donde vive el proyecto financiable.

Para el estado actual del Plan Nacional de Energía y lo que significa hoy para una planta en el Bajío, vea El permiso dejó de ser el problema.

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Bajío Ventures es un grupo mexicano de inversión en infraestructura energética con base en Guanajuato. Originamos y estructuramos proyectos de 5 a 50 millones de dólares en el corredor del Bajío.

Este texto se apoya en fuentes públicas e institucionales consultadas al 15 de septiembre de 2026. Donde las fuentes discrepan —el reparto accionario año por año antes de 1960, la capacidad adjudicada en la primera subasta de largo plazo, el conteo de proyectos de la primera convocatoria de 2025— se usa la formulación conservadora o se omite la cifra.

Fuentes: INEHRM / IIJ-UNAM — La evolución constitucional de la energía a partir de 1917 · INEGI — Estadísticas a propósito del Día del Electricista · CENACE / DOF — Manual de Organización General, antecedentes históricos · Banco de México — La nacionalización eléctrica · Banco Mundial — Mexico: Transmission and Distribution Project, Report 8191-ME (1990) · Cámara de Diputados — Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, texto abrogado con la reforma de 1992 · SENER — Prospectiva del Sector Eléctrico 2013-2027 · Banco Mundial — pérdidas de transmisión y distribución, México · Cámara de Diputados — Ley del Sector Eléctrico, DOF 18 de marzo de 2025 · Cámara de Diputados — reforma constitucional en materia de empresas públicas, DOF 31 de octubre de 2024 · IMCO — México ante los déficits eléctricos · Energía a Debate — fallo de la primera convocatoria de inversión mixta de la CFE · Energía a Debate — cuarta modificación al calendario de la segunda convocatoria · El Financiero — récord histórico de demanda eléctrica, julio de 2026 · La Jornada — Programa de Desarrollo CFE 2026-2030