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De Baja California a la Península de Yucatán: cómo una excepción a la ley se convirtió en política pública.
El mercado eléctrico mexicano vive una transformación acelerada. Después de los más de 2,000 noches de parálisis que se vivieron, el Estado mexicano se ha visto obligado a desempolvar —y a reformar— un instrumento jurídico poco conocido fuera del gremio: los protocolos correctivos. Lo que empezó como un mecanismo de emergencia regional se está convirtiendo, en cuestión de meses, en una de las puertas más obscuras y transitadas para que la inversión privada ayude a resolver los apagones en el país.
“Lo que empezó como un mecanismo de emergencia regional se está convirtiendo, en cuestión de meses, en una de las puertas más obscuras y transitadas para que la inversión privada ayude a resolver los apagones en el país”.
¿Qué son los protocolos correctivos?
En términos simples, los protocolos correctivos son el mecanismo de emergencia mediante el cual el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) obtiene excepciones a la ley para contratar energía, potencia y servicios conexos adicionales en zonas específicas del Sistema Eléctrico Nacional. Cuando una región del país enfrenta un riesgo inminente de desabasto —por crecimiento de demanda, retraso de obras de transmisión o salida imprevista de centrales—, el operador del sistema activa este protocolo para conseguir, en plazos cortos, la energía que el mercado regular no alcanza a aportar a tiempo.
La clave del esquema está precisamente en esas excepciones a la ley. Sin ellas, los procesos de licitación, permisos e interconexión tomarían años; con ellas, un proyecto puede entrar en operación en cuestión de meses. A cambio, los costos de la energía contratada bajo este mecanismo son sustancialmente más altos que los del mercado eléctrico mayorista: en la península de Baja California, los precios rondaron los 8,500 pesos por megawatt-hora, varias veces por encima del precio promedio nacional.
El primer gran caso práctico se dio en 2019, en la península de Baja California, una región que opera prácticamente como una isla eléctrica al estar desconectada del Sistema Interconectado Nacional. Ahí, el CENACE utilizó los protocolos correctivos para cubrir un déficit estructural de capacidad mediante unidades de generación adicional, contratadas con las excepciones legales que permitieron acelerar su entrada en operación.
Aquel ejercicio funcionó: la confiabilidad del sistema se preservó y los proyectos privados que respondieron al llamado pudieron operar bajo reglas claras. El precio elevado fue, en los hechos, la prima que el sistema pagó por el bloqueo a la inversión. Esa experiencia se convirtió en el modelo de referencia.
Durante 2025, ante el agotamiento del margen de reserva en otras dos regiones críticas —la península de Yucatán y, nuevamente, Baja California—, las autoridades intentaron replicar la fórmula, sin modificar la regulación. Se otorgaron asignaciones de generación adicional para mitigar el riesgo de cortes, pero esta vez con una diferencia decisiva: los proyectos no contaron con las excepciones legales que sí habían amparado al esquema original, esto fue porque la regulación obligaba a declarar el sistema en emergencia y eso políticamente no funcionaría, aunque en la realidad ya estábamos en estado de emergencia.
El resultado fue previsible. Sin las dispensas regulatorias necesarias, los desarrolladores se enfrentaron a procesos de permisos, interconexión y operación que el marco vigente no estaba diseñado para resolver con la celeridad que la emergencia exigía. Varios proyectos encontraron obstáculos serios para arrancar, y la lección quedó clara: el mecanismo no funciona sin el blindaje jurídico que le dio origen.
Conscientes de ese tropiezo, las autoridades publicaron hace unas semanas modificaciones a las disposiciones administrativas que rigen los protocolos correctivos. La reforma ajusta los criterios bajo los cuales el CENACE puede adquirir energía, potencia y servicios conexos para garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. En la práctica, se rehabilita y se moderniza el instrumento que en 2019 había probado su utilidad, aprovechando la experiencia fallida del 2025. Recordemos que 2025 fue un año atípico con mucha lluvia y “poco calor”.
Pero la reforma no se limita a corregir un defecto técnico: introduce una jerarquía de prelación que vale la pena leer con atención, porque revela hacia dónde se dirige el modelo.
Bajo el nuevo marco, los protocolos correctivos, ahora llamados compras por confiabilidad, asignan prioridades en este orden: primero, las unidades móviles de generación instaladas por entidades públicas; segundo, las unidades móviles desplegadas por la iniciativa privada, y tercero, la entrada en operación de sistemas de almacenamiento de energía y la repotenciación de centrales en operación.
El orden no es casual. La administración federal preserva, al menos en la jerarquía formal, el principio de rectoría estatal: la CFE y otras entidades públicas tienen el primer turno para responder a las emergencias. Solo cuando esa capacidad pública resulta insuficiente, se abre la puerta al sector privado. El almacenamiento —es decir, baterías a escala de red— queda en tercer lugar, lo cual marca una diferencia importante con la tendencia internacional, donde los sistemas de almacenamiento suelen ser la opción preferida para flexibilidad y respuesta rápida. En México, por ahora, las unidades móviles de generación térmica —más caras y más contaminantes, pero más rápidas de desplegar— siguen ocupando la primera línea.
Los reportes indican que para el verano de 2026, el período de máxima demanda en el sureste por el aire acondicionado y la actividad turística, así como pronósticos de incremento en la temperatura media, la CFE instalará unidades móviles de generación en tres puntos críticos del corredor turístico de Quintana Roo: Cancún, Playa del Carmen y Cozumel. Es la respuesta inmediata al riesgo de apagones en una región cuya economía depende, casi en su totalidad, de un suministro eléctrico ininterrumpido.
En paralelo, el CENACE lanzó una convocatoria para que la iniciativa privada instale unidades móviles en la subestación Lerma, en Campeche. Este es un punto fino que conviene subrayar: aunque la jerarquía coloca lo público en primer lugar, en la práctica el alcance del Estado es limitado y la convocatoria a privados llega casi al mismo tiempo. La península de Yucatán es, otra vez, demasiado grande para que la CFE la cubra sola.
Visto en aislado, el regreso de los protocolos correctivos o compras por confiabilidad, podría parecer una medida más de remiendo coyuntural. Visto en conjunto, es algo distinto. La reforma a los protocolos correctivos se suma al otorgamiento de permisos prioritarios de enero de este año y a los Contratos de Inversión Mixta —cuyas asignaciones se firman a finales de abril— para conformar un nuevo andamiaje del mercado eléctrico mexicano.
Cada uno de los tres mecanismos cumple una función distinta y complementaria. Los permisos prioritarios destraban la cartera de proyectos privados que llevaba años congelada. La Inversión Mixta abre la puerta al capital privado en proyectos de gran escala, bajo control accionario de la CFE. Y los protocolos correctivos resuelven la urgencia de corto plazo en las regiones donde la brecha entre demanda y capacidad ya no admite espera. Juntos, definen el nuevo esqueleto regulatorio del sector.
El éxito de los compras por confiabilidad como política pública dependerá de tres factores. Primero, de que las excepciones legales se mantengan como instrumento de emergencia y no se vuelvan la norma, porque su costo —recordemos, alrededor de 8,500 pesos por megawatt-hora en su uso original— termina pagándolo el sistema entero a través de las socialización de gastos a los participantes del mercado. Segundo, de que la jerarquía público-privado-almacenamiento sea lo suficientemente flexible como para permitir que el almacenamiento de energía gane terreno conforme su costo siga cayendo en los próximos años. Y tercero, de que la convocatoria a privados en lugares como la subestación Lerma sea lo bastante atractiva —en plazos, garantías de pago y certeza jurídica— como para que la inversión efectivamente llegue.
Lo que es indiscutible es que el mercado eléctrico mexicano de 2026 ya no es el mismo que el de 2024. Por la puerta de las compras por confiabilidad, la de los permisos prioritarios y la de la Inversión Mixta, está entrando capital privado a un sector que durante 2,000 noches estuvo cerrado. La pregunta ya no es si va a participar, sino bajo qué reglas y a qué velocidad.
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