Contexto de las energías renovables en México

La reforma energética de 2024 establece la prevalencia del Estado en la generación y comercialización eléctrica. Esto significa que al menos el 54% de la energía inyectada a la red debe pertenecer al Estado en alguna de sus formas de participación previstas en ley, mientras que la energía generada por la iniciativa privada puede aportar hasta el 46%. Esta prevalencia se calcula anualmente y se asegura mediante la planeación vinculante, que determina los proyectos y permisos a otorgar a las obras de participación estatal y a la iniciativa privada.

La iniciativa privada puede participar en proyectos mixtos, en contratos de largo plazo, en plantas de generación que compitan con el Estado y en esquemas de autoconsumo, siempre dentro de los límites constitucionales vigentes. Los incentivos regulatorios favorecen la asociación con el Estado, pues los proyectos estratégicos cuentan con facilidades para permisos y autorizaciones, y la CFE opera como monopolio integrado no sujeto a regulación de competencia. Sin embargo, para aprovechar la inversión privada, que en México representa alrededor del 90 % de la inversión fija bruta total,  exige mayor claridad normativa para despejar dudas sobre operación, mantenimiento y el óptimo desempeño de los nuevos proyectos de generación.

El Plan de Desarrollo Eléctrico 2025-2030, publicado en DOF el 17 de octubre de 2025 (PLADESE), contempla duplicar la capacidad actual instalada en energía renovable. Es decir, agregar 28,004 MW de capacidad, sin considerar almacenamiento, de los cuales alrededor del 80% se calcula serán de energía limpia o renovable. La inversión total estimada en generación eléctrica para centrales con participación estatal es de $23,362 millones de dólares, además de importantes inversiones en transmisión y distribución. El objetivo es que sea la iniciativa privada (IP) la que financie la mayor parte de este plan.

La meta referida implica cumplir con los compromisos internacionales, para llegar al objetivo de 38% de generación limpia. La generación eléctrica actual (de enero a septiembre de 2025), depende en un 77% de combustibles y el restante 23% es limpia.

El crecimiento anual de la demanda eléctrica se estima en 2.5% entre 2024 y 2038, alineado con un crecimiento económico de 2.5% anual. El modelo actual prioriza la estabilidad de tarifas (ajustadas por inflación) sobre la reducción de precios, y plantea retos en transparencia y competencia, ya que la asignación de proyectos puede no ser completamente abierta ni competitiva.Finalmente, el éxito del modelo depende de la claridad en los contratos, la oportunidad y eficacia con la que el Estado gestione las convocatorias para la participación privada, la operación eficiente de las plantas y la capacidad del Estado para cumplir con la oferta eléctrica prevista. Existen riesgos sistémicos relacionados con la independencia judicial y la revisión del T-MEC, pero también ventajas por la relación comercial con Estados Unidos.

1. Evolución del marco legal

En los últimos 30 años, México ha vivido cinco reformas en materia energética, las tres primeras de alcance legal y las dos siguientes requirieron una modificación constitucional.

Podemos afirmar que todas comparten objetivos en materia de modernización del sector, disminución de emisiones e institucionalización de los agentes participantes, todo ello bajo un modelo de desarrollo mixto, que es el que establece la Constitución. Incluso, en las primeras cuatro, hay un reconocimiento del elevado costo de la energía en México, por lo que se establecieron objetivos de disminución de precios y tarifas. Sin embargo dicho objetivo desapareció en la reforma de 2024, para ser sustituido por un compromiso de crecimiento a precios y tarifas con inflación.

Si atendemos a la evolución de las primeras tres, podemos observar una apertura gradual del sector a la iniciativa privada y la creación de mercados, objetivo que requería de la alineación de los intereses de todos los participantes, incluidas las empresas del Estado. Con la Reforma de 2013, estas últimas se veían obligadas a competir en algunas actividades con la iniciativa privada, hecho que fue eliminado con la figura de la prevalencia en la reforma de 2024.

2. La prevalencia del Estado en el sector eléctrico

La modificación Constitucional en materia de empresas estratégicas de octubre de 2024, establece “la no prevalencia de los particulares sobre la empresa pública del Estado […]” para las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica.

Del análisis de la ley eléctrica y su reglamento, se concluye que la prevalencia constituye la principal diferencia frente a los marcos legales anteriores. Aunque la Constitución establece la “no prevalencia” de la IP frente al Estado, la ley eléctrica desarrolla, en contrario sensu, la prevalencia del Estado y determina su alcance.

La Ley del Sector Eléctrico (LESE), establece que el Estado tiene preferencia respecto a los particulares en las actividades de generación y comercialización eléctricas y adopta a la planeación vinculante como el mecanismo que la Secretaría de Energía (SENER), deberá utilizar para hacer cumplir dicha preferencia.

A través del reglamento de la ley eléctrica, se establece que la prevalencia se calculará cada año, durante el mes de febrero, cuando la SENER determine la energía total inyectada a la red y la inyectada por la CFE a través de sus propias plantas o de las plantas consideradas como participación del Estado, como las siguientes:

Además del dato anual, la autoridad calculará la prevalencia de forma prospectiva, con base en la oferta y demanda estimada por la Secretaría. En el supuesto de que no se cumpla el 54% de participación del Estado, se planearán obras estratégicas (en cualquiera de las formas de participación del Estado), las cuales tendrán preferencia para la obtención de permisos y trámites, de modo que su construcción futura permita mantener la prevalencia. Con respecto a la comercialización eléctrica, ni la ley ni el reglamento aclaran el cálculo de la prevalencia.

2.1 La planeación vinculante como mecanismo para garantizar la prevalencia del Estado

Bajo las nuevas reglas, la autoridad sectorial está obligada a vigilar que se cumpla la prevalencia. Por esa razón, requiere controlar los permisos que se vayan a otorgar a la iniciativa privada y dar seguimiento puntual al avance de las obras que se hayan instruido al Estado, en cualquiera de sus formas de participación privada.

Este es un cambio muy significativo frente al contexto de libre competencia en generación y comercialización eléctricas que se tenía con el modelo 2013. De ahí que resulte fundamental entender la forma en que la autoridad la implementará.  El 16 de octubre de 2025, la SENER publicó en el Diario Oficial de la Federación tanto el Plan del Sector Eléctrico (documento de planeación), como dos documentos más que dan una idea muy clara y completa sobre la forma en que este proceso se va a implementar.

El primero de los documentos contiene las disposiciones administrativas de carácter general en las que se determinan los criterios que la Comisión Nacional de Energía debe considerar para aprobar o negar permisos, en la medida en que cumplan con la planeación vinculante. Se trata de 7 elementos:

El segundo lanza una convocatoria invitando a los privados interesados en desarrollar plantas de generación eléctrica (cien por ciento privadas), a presentar sus solicitudes a la Secretaría para que sean evaluados conforme a los criterios determinados en la misma convocatoria.

Los proyectos que consigan calificar, serán considerados como estratégicos por la Secretaría y por lo tanto, tendrán facilidades en sus trámites. Sin embargo, bajo los términos vigentes para la generación de energía por parte de inversionistas privados, el Estado establece todos los elementos y los costos los asumen los privados.

Por ejemplo, el Estado decide en dónde se construye cada planta de generación, y con qué tecnología renovable (eólica y fotovoltáica, no así gas natural, que no es renovable); en dónde se interconecta al Sistema Eléctrico Nacional (cuál es la subestación eléctrica de la CFE de interconexión), y cuál es el año de entrada en operación del proyecto de generación de energía renovable. Todo ello, con horizontes de planeación, aceptación y compromiso de realización de la obra, así como de los estudios de interconexión sumamente onerosos. Ejemplo de esto es la premura con la que el inversionista privado debe otorgar una Aceptación expresa del costo de Obras de refuerzo y las obras de interconexión definidas por el CENACE, lo cual ocurre antes del otorgamiento del permiso.

Además, es importante destacar que los mayores costos previos al otorgamiento del permiso derivan principalmente de la interconexión a las líneas de transmisión que se hace dentro de la subestación, que es propiedad de la CFE. Este no es un estándar de la industria, ya que el dueño de la subestación generalmente asume los costos de interconexión. En México la CFE es la responsable de la subestación para recibir los nuevos proyectos de generación de energía renovable.

El inversionista privado, nacional o extranjero, debe entonces asumir la convocatoria en sus términos, incluyendo los gastos de planeación y compromisos financieros previos al otorgamiento del permiso, así como manifestar interés en participar en plazos tan cortos como de tan sólo cinco días.

El horizonte de planeación del inversionista privado se reduce a cinco días hábiles a partir de la convocatoria del 17 de octubre de 2025. Así, acaba pagando grandes sumas iniciales de dinero y tiene muy poco tiempo para decidir e informar a la Comisión Nacional de Energía su interés en participar en proyectos de energías renovables, hasta que no haya otra convocatoria (de fecha incierta).

Esta convocatoria presenta por región eléctrica, la capacidad (MW) requerida y la tecnología de generación que la autoridad requiere. En este caso, se trata de plantas de tecnología renovable, tanto fotovoltaica como eólica. Asimismo, informa la subestación a la que deben interconectarse los interesados y calcula el monto de las inversiones que el privado debe realizar para reforzar dicha subestación, a efectos de ampliar su capacidad.

Es decir, la SENER planea cuánta capacidad necesita y en donde, convoca, la IP acude, la CNE evalúa conforme a los criterios referidos y se otorgan los permisos que correspondan. Sin embargo, la transparencia del proceso está aún por resolverse, debido a que los criterios tienen un gran espacio para la discrecionalidad. Es decir, en el supuesto de que haya varias solicitudes que cumplen con los criterios, se tendrían que hacer comparaciones entre ellos para determinar un ganador y esa comparación no resulta sencilla, ya que cada proyecto es diferente. Por otro lado, al publicar en la convocatoria la ubicación de la subestación eléctrica a la que tendrán que conectarse, se genera una enorme especulación por la renta de los terrenos cercanos a dicha instalación, lo que puede encarecer notablemente el proyecto.

Cuatro recomendaciones para mejorar la planeación vinculante:

3. Participación prevista de la iniciativa privada

En materia de generación eléctrica, la iniciativa privada puede participar de manera conjunta con el Estado en las formas definidas en los incisos a), b) y c) del numeral 2 anterior, y también podrá desarrollar plantas de generación que compitan directamente con la CFE, siempre que dichas plantas estén previstas en la planeación vinculante, como se verá posteriormente. Es decir, la autoridad calculará la energía que los particulares pueden inyectar a la red, sin que violen su cuota del 46%.

Por último, está la figura del autoconsumo, la cual consiste en plantas de generación de hasta 20 MW que la iniciativa privada puede construir para atender a un grupo de usuarios finales, por ejemplo, en un parque industrial. Esta forma de participación de la iniciativa privada tiene que vender toda la energía excedente que inyecte a la red a la CFE, sin que quede claro aún si el precio lo determinará el mercado o la propia CFE. Otra modalidad del autoconsumo es el no interconectado a la red, a la cual se exige contar con respaldo.

De conformidad con el proyecto de Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Planeación Vinculante en la actividad de Generación Eléctrica que la SENER publicó, el autoconsumo en cualquiera de sus dos formas no está sujeto a la planeación vinculante. Es decir, el otorgamiento de los permisos correspondientes a esta modalidad, no tienen que cumplir con los criterios expuestos en estas disposiciones ni están considerados en la convocatoria ya referida.

De lo anterior, se concluye que la participación de la iniciativa privada bajo el nuevo modelo es muy amplia, ya que existen varias formas de incursión con el Estado, y que la posibilidad de competir en generación eléctrica se mantiene, aunque limitada al cumplimiento de la proporción 54/46.

Ahora bien, los incentivos de participación de la IP están sesgados hacia las figuras compartidas con el Estado, a menos que consigan aparecer en la planeación vinculante, debido a lo siguiente:

4. Propuesta de participación del Estado

La planeación vinculante es el mecanismo previsto para hacer cumplir la prevalencia de las empresas del Estado, ya que las asignaciones, contratos, permisos y autorizaciones, se otorgarán en cumplimiento a lo establecido en los documentos de planeación.

Es decir, la autoridad determinará los proyectos energéticos que deben desarrollarse directamente por las empresas del Estado o bien por alguna forma de asociación o participación privada (productores de largo plazo, proyectos mixtos o alguna otra) y dará a conocer aquellos que serán desarrollados por la iniciativa privada.

En este sentido, Presidencia de la República, de manera directa o a través de la Secretaría de Energía o la directora general de la CFE, realizaron diferentes presentaciones, y dieron detalles relativos al plan eléctrico. Finalmente, la publicación del Plan del Sector Eléctrico despeja las dudas y aclara puntualmente cuánta capacidad debe desarrollarse a cargo del Estado,  y cuál será la que queda a cargo de la IP.

En resumen, las principales diferencias entre ambos criterios, son resultado de:

Se agregó la capacidad de plantas privadas que ya cuentan con interconexión y que no han entrado en operación como parte de la cuota a cargo de la IP.

De conformidad con este planteamiento, el objetivo de la administración es que se agreguen 28,004 MW al terminar el sexenio. De estos, el 68% estarían representados por tecnología renovable y si sumamos la limpia (al agregar hidroeléctrica y bioenergía), el total de energía limpia de estas adiciones alcanza el 80%.

Inversiones esperadas en transmisión y distribuciónDe acuerdo a PLADESE, en esta administración será necesario financiar alrededor de 4,300 millones de dólares para la modernización y ampliación de las líneas de transmisión y distribución, que sólo puede invertir CFE y no la iniciativa privada. Esta cifra es mucho menor a la dada a conocer en las presentaciones oficiales, lo cual habla de inconsistencias en la estimación de las necesidades de generación, transmisión y distribución eléctrica.

Financiamiento de los proyectos planeados:

En la planeación vinculante, la inmensa mayoría de las plantas son proyectos de participación público-privada bajo las leyes energéticas. Es decir, la mayor parte de la inversión esperada la llevarán a cabo los particulares, y sólo en algunos casos el Estado tendrá que hacer algún tipo de aportación que no necesita ser en efectivo.

En el único caso en el que se requiere de presupuesto público es para las plantas que desarrolle la CFE como propias. Estimamos que las plantas que requieren combustibles y que están ya en PLADESE serán a cargo de la CFE, por lo que las inversiones públicas estimadas representan alrededor de 5 mil millones de dólares.

Por lo que se refiere a las líneas de transmisión y distribución, la ley actual de la CFE establece un régimen especial de filiales, el cual da amplia libertad para la celebración de contratos y asociaciones. Bajo este régimen, es posible que la CFE encuentre formas de financiamiento para las redes de transmisión y distribución que no la obligan a utilizar el PEF. Cabe resaltar que el Reglamento de la LESE establece lineamientos para el financiamiento privado de las líneas de transmisión y distribución, lo que constituye una posible contradicción a lo establecido en la propia ley de la CFE.El reto es que la autoridad logre diseñar los contratos con los inversionistas privados en los términos en los que consiga alinear los intereses privados a los del Estado.

5. Análisis de la demanda eléctrica internalizada en la planeación vinculante

El PLADESE se realizó considerando un escenario de crecimiento anual estimado de 2.5% para un periodo de 15 años transcurrido entre 2025 y 2039, igual al crecimiento promedio del PIB para el mismo periodo. Este comportamiento esperado tiene como fundamentos la disminución de las pérdidas de electricidad, una eficiencia energética creciente, mayor participación de la generación distribuida y una incorporación paulatina del transporte eléctrico.

Es decir, el crecimiento económico internalizado en las proyecciones eléctricas puede parecer bajo, pero responde a una expectativa realista frente al comportamiento actual de los indicadores de inversión en el país.

En términos de la composición de la matriz eléctrica, su integración a lo largo de los primeros nueve meses de 2025, registra que el 65% de la generación eléctrica total se hizo con gas natural. Conviene enfatizar la acotada participación de la generación hidráulica (8% del total), incluso este año de lluvias extraordinarias, y que nada garantiza que el comportamiento futuro sea el mismo. Es decir, la generación hidráulica no puede asegurarse en los niveles que ha alcanzado este año y eso tiene una implicación importante en la configuración de la matriz eléctrica futura.

La meta de energía limpia (renovables más gas natural) en la red para 2030, de acuerdo a PLADESE, será de 38% de la generación total, cifra que se compara favorablemente contra el 23% que se alcanza entre enero y septiembre de 2025.

6. Transparencia y mejores prácticas del modelo energético

La ley de la CFE condiciona a la Comisión a las leyes de transparencia, fiscalización y rendición de cuentas aplicables en el marco legal vigente, sobre las cuales está claro que se ha perdido autonomía respecto del poder ejecutivo.

El extinto marco legal correspondiente al 2013 obligaba a la CFE Suministro Básico a adquirir sus coberturas eléctricas mediante procesos transparentes y competitivos, es decir, las subastas eléctricas. Bajo el marco actual, estas coberturas serán adquiridas a través de las centrales eléctricas que desarrolle el Estado.

Derivado de lo anterior, no está claro si la asignación de proyectos de participación público-privada, se llevará a cabo mediante procesos competitivos y transparentes, como pueden ser subastas internacionales o si se harán invitaciones limitadas o incluso asignaciones directas.

La extrema concentración de capacidades de decisión en materia de planeación vinculante es otro elemento para observar con atención.

7. Riesgos y ventajas del nuevo modelo

El modelo energético actual brinda al Estado una preferencia en su participación dentro del sector eléctrico. Faculta a la CFE a operar como monopolio integrado y le establece una excepción a la aplicación de la ley de competencia económica. En lo que parece un reconocimiento de las ineficiencias del Estado, el modelo no ofreció disminuir las tarifas eléctricas, sino mantenerlas con inflación.

Dicha asimetría provoca un incentivo natural para que el inversionista se sienta protegido si es socio del Estado. No hay duda de que existe el capital necesario por el lado privado para desarrollar las plantas y que también hay empresas con interés en desarrollar proyectos de manera conjunta con el Estado.

Los retos están en las características específicas de cada contrato. Temas como la operación de las plantas, solución de controversias, distribución de riesgos, claridad en la definición de precios, fuerza mayor, etcétera, son cruciales para que el inversionista se anime a participar tanto como socio del Estado así como competidor en un mercado en el que, por definición Constitucional, el Estado es el jugador más importante. Estos riesgos son exclusivos del sector eléctrico, pero hay que sumar los sistémicos, aquellos derivados del cuestionamiento a la independencia del Poder Judicial, de la modificación de la ley de amparo y el proceso de revisión al que el T-MEC está sujeto, pero sus términos sólo se conocerán hasta 2026.

De forma sistémica existen también ventajas comparativas, todas relacionadas justamente con la posición de México como principal socio comercial de Estados Unidos, de ahí la relevancia de la revisión del T-MEC. El nuevo modelo establece reglas que son contrarias al grado de apertura que se tenía cuando se firmó el T-MEC en noviembre de 2018, por lo siguiente: 

Dichas medidas son las siguientes:

Independientemente de los efectos sobre el T-MEC, la planeación vinculante busca asegurar que el Estado cumpla con su rol de garante del suministro, lo cual limita la participación de la iniciativa privada. Por definición, su participación está condicionada a que el Estado cumpla con generar 54% de la energía eléctrica. De lo contrario, el desarrollo y modernización del sistema eléctrico mexicano se retrasará y el único mecanismo existente es una asignación adicional de proyectos del Estado. Es decir, el retraso no podría ser compensado por inversión privada directa, ya que se deja de cumplir el 54/46 establecido por la Constitución.

Por ejemplo, si la IP no encuentra atractiva la ubicación geográfica en la que se le obliga a participar, o decide que los costos de reforzamiento del sistema de transmisión son excesivamente altos, no construirá y eso implica el retraso de las obras necesarias.

8. Conclusiones

FUENTE: MEXICO COMO VAMOS