El aumento del consumo presiona una red con rezagos en transmisión y distribución, lo que eleva el riesgo de interrupciones durante periodos de alta demanda.
Cada verano se repite la misma escena. Colonias enteras se quedan sin electricidad durante horas, los usuarios inundan las redes sociales con reportes de falta de luz y los medios informan sobre nuevos apagones. Horas después llega la respuesta del gobierno federal: no fueron apagones, sino interrupciones del servicio eléctrico.
La diferencia parece lingüística, pero detrás del debate se encuentra un problema mucho más profundo. Más allá del término que se utilice, las fallas evidencian un Sistema Eléctrico Nacional que opera cada vez con menores márgenes de maniobra frente a una demanda creciente y que requiere nuevas inversiones en generación, transmisión y distribución para conservar su confiabilidad.
La discusión escaló el pasado 24 de julio, cuando la presidenta, Claudia Sheinbaum, rechazó que los eventos registrados en distintos estados del país deban catalogarse como apagones.
“Apagones son mucho tiempo y significa falta de capacidad de generación; son interrupciones en el servicio en algunos lugares, producto de las fallas en distribución, más que en generación; es decir, no son suficientes las líneas para distribuir la energía. Entonces, apagones significa que no hay la capacidad de generación suficiente para la demanda y eso no existe (en México)”, afirmó la mandataria.
Sheinbaum explicó que, durante los días de mayor calor, cuando millones de personas encienden simultáneamente ventiladores y sistemas de aire acondicionado, la red de distribución enfrenta sobrecargas. “Por eso está CFE, trabajan muy rápido para poder restablecer las interrupciones”, añadió.
El debate semántico oculta un problema estructural
Pero para especialistas del sector, concentrar el debate en la definición desvía la atención del verdadero desafío: la resiliencia del sistema eléctrico frente a un incremento sostenido de la demanda.
Durante los últimos años, el crecimiento industrial asociado al nearshoring elevó el consumo eléctrico de parques industriales y nuevas plantas manufactureras. A ello se suman factores estacionales y climáticos, como las olas de calor que disparan el uso de equipos de climatización y, este verano, la llegada de millones de visitantes internacionales por la celebración de partidos del Mundial 2026, lo que incrementó el consumo en hoteles, restaurantes, centros comerciales y servicios turísticos.
A ello se suman factores estacionales y climáticos y en el que cualquier contingencia puede traducirse en interrupciones del suministro.
La consultora Admonitor Energy Analytics define un apagón o blackout como una condición extraordinaria que interrumpe el suministro eléctrico por causas fuera del control del operador del sistema, en este caso el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).
Las causas pueden ser múltiples: la salida inesperada de una central eléctrica, la falla de una línea de transmisión o distribución, un desbalance entre la generación y la demanda o la activación automática de sistemas de protección para evitar daños mayores.
“Esas suspensiones del servicio nos muestran que nuestro sistema sigue siendo vulnerable, ya sea por falta de capacidad de transmisión o de generación, a que no hay redundancia con otros circuitos para mantener el suministro en un momento de contingencia”, explicó Admonitor Energy Analytics en entrevista con Expansión.
Un sistema con menor margen de maniobra
Esa vulnerabilidad se reflejó nuevamente este año. En Nuevo León, municipios como Apodaca, Monterrey y San Nicolás de los Garza registraron interrupciones del suministro tras condiciones meteorológicas adversas. En el sureste, el 20 de junio, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, Tabasco y Chiapas quedaron parcialmente sin electricidad después de que dos centrales privadas salieran de operación, según informó la CFE.
Los especialistas distinguen estos eventos de los cortes programados, una herramienta utilizada por el operador para evitar una emergencia mayor o para realizar trabajos de mantenimiento previamente anunciados.
Un ejemplo ocurrió durante la tormenta invernal Uri, en 2021. El congelamiento de ductos redujo drásticamente el suministro de gas natural hacia México, limitando la generación eléctrica y obligando al sistema a implementar cortes rotativos programados para evitar un colapso generalizado.
También existen interrupciones previamente calendarizadas para realizar mantenimiento en las redes eléctricas, como ocurrió el pasado 17 de junio en Cuernavaca, donde la CFE notificó con anticipación una suspensión temporal del servicio para realizar trabajos de infraestructura.
Para Eleazar Castro, consultor en Elevation Ideas, la discusión debería enfocarse menos en el nombre y más en las condiciones que originan la falta de electricidad.
“Muchas veces pueden presentarse varios factores que afecten el suministro como picos de demanda por el verano, centrales en mantenimiento, presas con bajos niveles por sequía, olas de calor, todo eso se puede conjuntar para no tener capacidad suficiente”, señaló.
El consultor explicó que actualmente el Sistema Eléctrico Nacional enfrenta presiones simultáneas derivadas de las altas temperaturas, el crecimiento del consumo, el sobrecalentamiento de transformadores y fallas tanto en las redes de distribución como en las de transmisión.
Aunque el país dispone hoy de una mayor disponibilidad de centrales de generación respecto de años anteriores y el Cenace adelantó los calendarios de mantenimiento para concluirlos antes del verano, la infraestructura de transmisión continúa siendo uno de los principales cuellos de botella.
¿Qué pasa en Yucatán, Baja California y Baja California Sur?
Las llamadas penínsulas del país son zonas que constantemente pueden presentar afectaciones eléctricas debido a las condiciones particulares de sus sistemas eléctricos.
La Península de Yucatán está conectada al Sistema Eléctrico Nacional, pero sus enlaces de transmisión no tienen la capacidad suficiente para importar grandes volúmenes de energía cuando la demanda local supera la generación disponible. En temporadas de calor extremo o alta ocupación turística, la región puede quedar limitada por la capacidad física de esas líneas.
“Por ejemplo, en el caso de Querétaro o Guanajuato, dado que tienen una interconexión más robusta, pueden ayudarse a hacer un tipo de ‘subsidios eléctricos’ de manera que si tengo un déficit de energía, me traigo energía de Querétaro, de Guanajuato o del norte del país. Pero en la península de Yucatán donde no tienes de dónde sacar más energía, se vuelve una zona vulnerable a tener interrupciones en el suministro eléctrico”, explicó Admonitor.
La situación es todavía más compleja en Baja California y Baja California Sur. Ambas entidades funcionan como islas energéticas al no estar interconectadas con el resto de la red nacional. Baja California opera con su propio sistema, mientras que Baja California Sur cuenta con dos sistemas independientes, uno de ellos en Mulegé, donde el gobierno federal impulsa el proyecto Oasis para fortalecer el suministro mediante nueva capacidad de generación.
“En la península de Baja California sí tenemos un problema de capacidad, son dos estados en los que crece mucho la demanda, y particularmente en BCS no se puede llevar un gasoducto, no se puede interconectar al sistema, solo le queda producir más energía local”, afirmó Castro.
Para los especialistas, el fenómeno que se repite cada verano refleja un sistema eléctrico que enfrenta una demanda creciente y que requerirá acelerar las inversiones en generación, transmisión y distribución si quiere mantener la confiabilidad del suministro en una economía que consume cada vez más electricidad.
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