La entrada en vigor de la reforma eléctrica en marzo de 2025, mediante la promulgación de la Ley del Sector Eléctrico (LSE), reconfigura de manera sustancial los esquemas de participación privada en la generación de energía en México. Los cambios introducidos no sólo transforman el rol de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), sino que también imponen nuevos requisitos regulatorios, condiciones para el financiamiento de proyectos y limitaciones a la comercialización independiente de energía.
La reforma establece cuatro pilares fundamentales que afectan directamente a los desarrolladores de infraestructura eléctrica:
Cada uno de estos ejes plantea retos específicos para la estructuración legal, financiera y operativa de proyectos de generación, los cuales se abordan a continuación.
La LSE contempla, como una de las modalidades de participación privada, los llamados esquemas de desarrollo mixto, bajo los cuales la Comisión Federal de Electricidad debe mantener al menos el 54 % de participación directa o indirecta en los proyectos de generación eléctrica. Esta figura convive con otras opciones previstas en la reforma, como los contratos de largo plazo con CFE, y su implementación dependerá del tipo de proyecto, su localización y viabilidad técnica y financiera.
En el caso específico de inversión mixta, esta disposición modifica de forma estructural los modelos tradicionales de coinversión público-privada e impone nuevas condiciones para la estructuración de proyectos. Entre los principales efectos jurídicos destacan:
Este marco obliga a las empresas privadas a adoptar estructuras contractuales flexibles, capaces de adaptarse a los requerimientos de participación estatal sin comprometer la viabilidad económica del proyecto.
Una de las figuras previstas en la LSE para estructurar la participación privada en generación eléctrica es el esquema de producción de largo plazo, mediante el cual toda la energía generada se destina exclusivamente a CFE. Bajo este modelo, CFE no realiza aportaciones de capital, pero adquiere un derecho preferente para adquirir el activo sin costo al término del contrato.
Este esquema representa una opción relevante —aunque no exclusiva— para estructurar proyectos, y plantea desafíos específicos para los desarrolladores en términos de:
El derecho preferente de adquisición impacta directamente en la planeación financiera y en los mecanismos de cierre de los contratos, obligando a los desarrolladores a incorporar cláusulas que protejan sus intereses ante escenarios de terminación anticipada o adquisición forzosa.
La reforma introduce una nueva figura jurídica de autoconsumo que sustituye al esquema anterior de abasto aislado. Esta figura permite la generación de energía destinada exclusivamente al consumo propio del generador, sin fines comerciales, y representa una de las alternativas disponibles para empresas que buscan mayor independencia energética.
La central de generación podrá o no estar interconectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN); en caso de estarlo, los excedentes deberán ajustarse a ciertas condiciones regulatorias para su inyección:
Adicionalmente, en casos de generación intermitente (como solar o eólica), se exige respaldo energético, ya sea mediante sistemas de almacenamiento o mediante el pago por el servicio de respaldo que brinde CFE.
Si bien este nuevo régimen impone restricciones a la comercialización de excedentes, el autoconsumo sigue siendo una figura útil y estratégica para empresas que buscan estabilidad energética, control de costos y menor exposición a tarifas oficiales, siempre que su estructura de consumo lo permita.
Bajo el nuevo marco legal, los generadores que operen bajo el esquema de autoconsumo interconectado al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) no podrán comercializar libremente sus excedentes de energía con terceros. La única vía legal prevista para obtener una contraprestación económica por esos excedentes será su venta a la CFE, conforme a las metodologías que emita la Comisión Nacional de Energía (CNE) en regulación secundaria.
Esta limitación:
Para que sus proyectos sean financieramente sostenibles, las empresas deberán reconfigurar su diseño técnico y modelo de negocio, asegurando que la generación se consuma localmente o que los excedentes no resulten determinantes para la recuperación de la inversión.
La reforma establece que el suministro básico será provisto de forma exclusiva por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), cerrando la participación de comercializadores privados en este segmento. Esta modificación restringe el mercado de suministro básico únicamente a CFE y limita la operación privada a esquemas que involucren usuarios calificados o comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Las implicaciones principales para las empresas incluyen:
Los consumidores industriales de alto consumo que no califiquen como usuarios con acceso al suministro calificado podrían verse obligados a contratar exclusivamente con la CFE bajo condiciones tarifarias oficiales.
Esto puede implicar:
En este contexto, será clave que las empresas:
La Secretaría de Energía (SENER) contará con la facultad de emitir instrumentos de planeación energética con carácter vinculante, los cuales definirán zonas prioritarias de desarrollo, tecnologías preferentes y parámetros técnicos para nuevos proyectos.
Este marco transforma la planeación energética en un prerrequisito legal y operativo, lo que implica:
La planeación energética deja de ser una guía para convertirse en una limitante legal que debe ser considerada desde la fase de diseño del proyecto, afectando no solo la viabilidad técnica sino también el acceso a financiamiento e interconexión.
El nuevo esquema de planeación energética introduce riesgos relevantes para desarrolladores privados, principalmente en cuanto a:
La necesidad de alinear los proyectos con planes aún en definición genera un entorno de ambigüedad que puede impactar negativamente la planeación financiera, técnica y regulatoria.
Ante este panorama, los desarrolladores deberán incorporar la planeación estatal como un insumo determinante desde la etapa inicial del diseño de proyectos, ajustando cronogramas, criterios de factibilidad y esquemas de inversión conforme a las condiciones impuestas por SENER.
La reforma eléctrica de 2025 redefine el marco legal y operativo para la generación de energía en México. La creación de nuevos esquemas de inversión mixta, la redefinición del autoconsumo, las nuevas condiciones para el suministro eléctrico y la planeación energética vinculante configuran un entorno normativo más controlado, con participación predominante del Estado.
Si bien este marco impone retos significativos para los actores privados, también abre espacios para diseñar estructuras que se ajusten al nuevo modelo, especialmente en proyectos estratégicos donde la colaboración público-privada sigue siendo viable.
Frente a este panorama, las empresas deberán:
Contar con asesoría jurídica especializada será clave para mitigar riesgos, garantizar cumplimiento regulatorio y preservar la rentabilidad de los proyectos en este entorno normativo en evolución.
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