México no se queda sin luz por falta de centrales. Se queda sin luz porque la electricidad que ya existe no encuentra caminos suficientes para llegar a donde se necesita. Esa distinción, subrayada con contundencia por Gonzalo Aguilera, presidente del Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas, redefine el debate energético del país y explica por qué la reciente apertura a esquemas de coinversión en transmisión y distribución podría marcar un punto de inflexión más profundo de lo que sugiere el anuncio oficial.
La cifra que puso sobre la mesa no admite matices cómodos: el país requiere invertir diez mil millones de dólares cada año solo en distribución eléctrica. Sin ese flujo constante, las redes se saturan, los apagones se vuelven rutinarios y la promesa industrial del nearshoring choca contra un muro físico, no ideológico. El problema, insiste Aguilera, no está en generar más megawatts de manera abstracta, sino en garantizar que la energía fluya hacia hogares y parques industriales sin colapsar en el trayecto.
Diez mil millones anuales y una red al borde
Hablar de diez mil millones de dólares al año en distribución no es un eslogan de presión política; es una estimación de la magnitud del rezago acumulado. Durante años, la inversión pública en líneas, subestaciones y transformadores creció a un ritmo inferior al de la demanda, especialmente en corredores manufactureros del norte y el Bajío. El resultado es una red que opera cerca de sus límites técnicos: transformadores sobrecargados, circuitos que no admiten nuevas cargas y tiempos de interconexión que desalientan proyectos productivos.
Víctor Gómez Céspedes, al frente de la iniciativa Chihuahua Green City, ha insistido en un punto que suele perderse en los comunicados: la Comisión Federal de Electricidad cuenta con capacidad de generación razonable, pero la red de transmisión arrastra debilidades estructurales. Mejorar transformadores, reforzar corredores y mantener lo ya instalado exige capital y planificación de largo aliento. La infraestructura energética no se improvisa; se proyecta con cinco o más años de anticipación. Chihuahua, como otros estados con vocación industrial, necesita decidir hoy qué querrá consumir en 2030.
La aprobación de esquemas de coinversión con el sector privado en transmisión y distribución llega, por tanto, en un momento de urgencia técnica. No es solo una concesión ideológica al capital privado; es una respuesta a un cuello de botella que el presupuesto público, solo, no ha logrado desatascar al ritmo requerido. Aguilera califica el paso de positivo, aunque con la cautela de quien conoce los tiempos reales de la industria: los resultados no serán inmediatos.
El nearshoring que se detuvo por falta de enchufe
Hace un año, cuando el relocalización de cadenas productivas hacia México aún se discutía con euforia, desarrolladores e inversionistas extranjeros buscaban terrenos para parques industriales con una premisa clara: cercanía a Estados Unidos, mano de obra y certeza energética. La tercera pata falló. Sin electricidad confiable y en volúmenes suficientes, un parque industrial es un terreno con cercas. Aguilera lo resume sin rodeos: el gran obstáculo fue la falta de electricidad.
Esa experiencia dejó una lección que ahora se intenta capitalizar. Si el sector privado puede coinvertir en la red que alimentará sus propias plantas y las de sus vecinos industriales, el incentivo se alinea de otra manera. Ya no se trata solo de pedir a la CFE que resuelva un déficit histórico; se trata de permitir que quienes necesitan la infraestructura participen en su financiamiento y, bajo reglas claras, en su desarrollo. “Al parecer ya estamos dando un paso para que el mismo sector privado pueda tener una coinversión y pueda desarrollar ese sector”, señaló el presidente del IMEF.
La cifra de proyectos en puerta —hasta doce gigawatts que entrarían en operación, muchos destinados a reemplazar plantas obsoletas— suena alentadora, pero convive con una realidad temporal incómoda. Esas plantas tardan años en completarse. Mientras tanto, la demanda no se detiene. El riesgo es que el alivio anunciado llegue cuando parte de la oportunidad industrial ya se haya desplazado a otras jurisdicciones con redes más ágiles.
Tres lecturas que el anuncio no resuelve solo
La primera lectura original que emerge de este episodio es que la coinversión no es un sustituto de la planificación estatal, sino un termómetro de su debilidad previa. Si el Estado hubiera mantenido un ritmo de inversión en transmisión acorde al crecimiento industrial de la última década, la apertura al capital privado sería opcional, no urgente. Que hoy se celebre como “paso clave” revela el tamaño del vacío que se intenta llenar. Eso no invalida la medida; la contextualiza. La atracción de capitales extranjeros no depende solo de permisos de coinversión, sino de que esos esquemas ofrezcan reglas estables, retornos predecibles y un marco de riesgos compartido que no se reescriba cada ciclo político.
La segunda lectura apunta al desfase entre generación y redes. México ha discutido durante años la matriz de generación —fósil versus renovable, pública versus privada— mientras el verdadero cuello de botella se desplazaba silenciosamente hacia los postes, los transformadores y las líneas de alta tensión. Priorizar coinversión en transmisión y distribución corrige, al menos en el discurso, esa distorsión. Pero corrige solo si los proyectos se eligen por su impacto en nodos saturados y no por su visibilidad política. Una línea que descongestione un corredor industrial del norte vale más, en términos de atracción de capital productivo, que una obra simbólica en una zona de baja demanda.
La tercera lectura es territorial. Chihuahua ilustra el dilema de los estados fronterizos: concentran demanda industrial y presión por nearshoring, pero dependen de decisiones y de capacidad de ejecución que se definen en el centro del sistema eléctrico nacional. Gómez Céspedes lo plantea con claridad al hablar de prospectar necesidades a cinco años. Sin esa anticipación local articulada con inversión federal y privada, el estado seguirá compitiendo por inversiones con una mano atada: puede ofrecer tierra y logística, pero no puede garantizar por sí solo el watt adicional en el momento exacto.
Quién pone el dinero y quién carga con el riesgo
Desde la perspectiva del gobierno federal, la coinversión permite movilizar recursos sin renunciar del todo al control estratégico de la red. Es una fórmula intermedia entre el monopolio absoluto y la privatización abierta. Para la CFE, implica compartir proyectos y, potencialmente, rentas futuras, a cambio de aliviar la presión sobre su balance y acelerar obras que de otro modo quedarían en lista de espera. El equilibrio es delicado: demasiada cesión puede leerse como pérdida de soberanía energética; demasiada retención de control puede ahuyentar al inversionista que exige certeza de retorno.
Los inversionistas privados, nacionales y extranjeros, miran otra cosa: claridad contractual, mecanismos de resolución de disputas, tarifas o peajes de transmisión predecibles y protección frente a cambios regulatorios abruptos. El recuerdo de reversiones y renegociaciones en el sector energético mexicano no se borra con un solo anuncio. Si los esquemas de coinversión no detallan con precisión cómo se reparte el riesgo de construcción, de demanda y de política pública, el capital preferirá esperar o buscar mercados con historial más estable, aunque ofrezcan menores tasas de crecimiento.
Las empresas manufactureras y los desarrolladores de parques industriales ocupan un tercer vértice. Para ellos, la coinversión es atractiva en la medida en que acorte plazos de interconexión y reduzca la probabilidad de apagones que detienen líneas de producción. Algunos podrían incluso participar como socios si eso les asegura capacidad reservada. Otros simplemente quieren que “alguien” resuelva el problema sin que ellos asuman el riesgo de infraestructura de red, un negocio que no domina su núcleo productivo. Esa diversidad de apetitos complica el diseño de vehículos de inversión únicos para todos.
Las comunidades y los usuarios residenciales entran en la ecuación de forma menos visible pero no menos real. Una red reforzada reduce apagones y mejora calidad del servicio; una coinversión mal diseñada podría trasladar costos vía tarifas o priorizar corredores industriales en detrimento de zonas urbanas o rurales. El debate público aún no ha aterrizado con fuerza en ese terreno, pero aparecerá cuando las primeras obras definan quién paga qué y en qué plazos.
Lo que puede salir mal antes de que salga bien
El escenario optimista es lineal: se publican reglas claras, llegan consorcios con experiencia en transmisión, se firman contratos de coinversión, arrancan obras en nodos críticos y, en un horizonte de tres a siete años, la saturación cede lo suficiente para destrabar inversiones industriales ya comprometidas. En ese trayecto, los doce gigawatts anunciados maduran, plantas obsoletas se retiran con orden y la red absorbe nueva generación sin convertirse en el eslabón débil.
El escenario adverso tiene varias puertas de entrada. La primera es la demora regulatoria: si los lineamientos de coinversión se publican tarde, se modifican con frecuencia o dejan zonas grises sobre propiedad, operación y tarifa, el capital se retrae. La segunda es la selección de proyectos por criterios políticos más que técnicos, lo que diluiría el impacto sobre la saturación real. La tercera es el mantenimiento: Gómez Céspedes advirtió que el reto no es solo construir, sino conservar lo existente. Una red nueva mal mantenida vuelve al punto de partida en pocos ciclos de carga. La cuarta es el desfase temporal entre el anuncio y la obra terminada; en ese intervalo, empresas que no pueden esperar relocalizan o posponen, y el “nearshoring perdido” no se recupera con comunicados posteriores.
Existe además un riesgo de concentración. Si solo un puñado de grandes grupos financieros y constructores logran entrar en los esquemas de coinversión, se crea un oligopolio de facto en segmentos de la red, con poder de negociación frente al Estado y frente a usuarios industriales. La competencia en la etapa de licitación y la transparencia en la asignación serán tan importantes como el volumen de capital atraído.
A mediano plazo, la pregunta que importará no es si hubo coinversión, sino si esa coinversión movió la aguja de la confiabilidad eléctrica en las regiones donde el capital productivo realmente quiere instalarse. Chihuahua y otros estados del norte serán laboratorios visibles: si en cinco años sus parques industriales reportan interconexiones más ágiles y menos interrupciones, el modelo se legitimará solo. Si la saturación persiste mientras se inauguran tramos simbólicos, el diagnóstico de Aguilera —diez mil millones al año, o la red se ahoga— seguirá vigente, solo que con un ciclo perdido encima.
La apertura al capital privado en transmisión y distribución no garantiza por sí sola la atracción de inversiones extranjeras. Garantiza, en el mejor de los casos, una condición necesaria que hasta ahora faltaba. Convertir esa condición en flujo real de plantas, empleos y exportación dependerá de la calidad de las reglas, de la disciplina técnica en la elección de obras y de la capacidad del sistema —público y privado— para mantener lo que construya. El cable, al final, o llega o no llega. Y el mercado industrial ya demostró que no espera indefinidamente a que alguien decida tendirlo.
