La Nueva Realidad de la Generación Independiente en México. Enero de 2026 marca un punto de no retorno para el Sistema Eléctrico Nacional. La figura del generador independiente, que durante una década operó bajo la premisa de la libre competencia y el mérito económico, ha sido desmantelada para dar paso a un nuevo paradigma de subordinación estatal.
La era del Mercado Eléctrico Mayorista abierto ha concluido. Lo que enfrentamos hoy es un modelo de planificación centralizada donde la iniciativa privada, limitada constitucionalmente al 46% del mercado, ya no busca clientes, sino que espera invitaciones. Este cambio tectónico, cimentado en la reforma constitucional de octubre de 2024 y operacionalizado mediante la Ley del Sector Eléctrico (LSE) de marzo de 2025, no es meramente regulatorio; es existencial. La transformación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de “Empresa Productiva” a “Empresa Pública del Estado” ha eliminado el mandato de rentabilidad financiera, sustituyéndolo por una función social que prioriza la soberanía sobre la eficiencia
El fin del mérito económico y la barrera de la planeación
Para el ingeniero experto y el director de finanzas, el impacto más tangible de la LSE es la eliminación del despacho económico. El algoritmo que priorizaba la inyección de energía más barata a la red ha sido reemplazado por criterios de “confiabilidad, seguridad y soberanía”. En la práctica, esto legaliza el despacho prioritario de las centrales de la empresa estatal, relegando a las plantas privadas —incluso aquellas renovables de alta eficiencia— al final de la cola de despacho si la autoridad así lo determina.
La barrera de entrada técnica se ha vuelto infranqueable para muchos. La “planeación vinculante” impuesta por la Secretaría de Energía significa que ningún proyecto puede nacer de la detección de una oportunidad de mercado. Ahora, la inversión privada solo es permitida si está explícitamente contemplada en la hoja de ruta estatal. Las convocatorias recientes, como la de octubre de 2025, ilustran este control férreo: plazos de respuesta de cinco días hábiles y la obligación de asumir costos hundidos en estudios de interconexión sin garantía de contrato, desincentivan cualquier participación que no sea la de un actor pre-seleccionado.
Reingeniería institucional: juez y parte
La incertidumbre jurídica se ha agravado con la extinción de los órganos reguladores autónomos. La desaparición de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la absorción de sus funciones por la nueva Comisión Nacional de Energía (CNE) —un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía— ha eliminado el arbitraje imparcial. Para el sector industrial, esto implica que las tarifas de porteo, los permisos de generación y las disputas de interconexión son resueltos por una entidad que responde a la misma jerarquía política que la CFE.
La pérdida de capital humano técnico durante la transición administrativa ha generado un cuello de botella en los trámites, paralizando inversiones críticas justo cuando la relocalización de cadenas de suministro demanda mayor certeza y capacidad instalada.
El éxodo de capitales y el costo de la soberanía
La operación de febrero de 2024, donde Iberdrola vendió 13 centrales (8,539 megavatios) por aproximadamente $6,200 millones de dólares, fue el preludio de una salida más amplia. Para mediados de 2025, la gestión de venta del resto del portafolio de la empresa española confirmó que los grandes capitales internacionales no ven viabilidad en un esquema de “riesgo asimétrico”, donde el Estado garantiza su cuota de mercado independientemente de su desempeño operativo. El vacío que deja la inversión privada pone una presión monumental sobre las finanzas públicas.
El “Plan de Fortalecimiento 2025-2030” contempla 51 proyectos estratégicos. Incluyendo los ciclos combinados de Tula II y Guadalajara, así como la fase solar en Puerto Peñasco. Sin embargo, con recortes presupuestales superiores al 99% en rubros de inversión para 2025, la CFE debe recurrir a un apalancamiento financiero agresivo. La dependencia del gas natural importado, lejos de disminuir, se profundiza con la apuesta por los ciclos combinados. Manteniendo la vulnerabilidad sistémica ante fluctuaciones en Texas.
Competitividad industrial en la cuerda floja
Para la industria manufacturera, el costo de este modelo se refleja en la factura eléctrica y en la estabilidad del suministro. Al limitar la competencia y priorizar la generación estatal más costosa, los costos sistémicos aumentan. Aunque los subsidios protegen las tarifas residenciales y agrícolas —una política ratificada hasta 2026—, el sector productivo absorbe las ineficiencias. Además, la falta de inversión privada en nodos saturados como el Bajío. Y la Península de Yucatán dispara los Precios Marginales Locales, erosionando la competitividad regional.
El horizonte se complica con la revisión del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC) en julio de 2026. Las disputas comerciales iniciadas en 2022 por el trato discriminatorio a inversionistas no se han resuelto. Ahora se perfilan como la moneda de cambio en una negociación de alto riesgo. La generación eléctrica independiente no ha muerto, pero ha mutado.
El inversionista ya no es un competidor en un mercado abierto, sino un socio minoritario o contratista en un esquema estatista. La estrategia energética debe pivotar: la búsqueda de precios bajos en el mercado libre ha sido sustituida. Por la necesidad imperiosa de garantizar el suministro en un entorno de restricción y control centralizado.
