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De la Dirección de Operación a la Dirección de Redes Eléctricas: 50 años de evolución de la CFE y los retos de la red eléctrica mexicana hacia 2035.
Dirección de Redes Eléctricas CFE: 50 años de historia y retos 2035
De la Dirección de Operación a la Dirección de Redes Eléctricas: 50 años de evolución de la CFE y los retos de México hacia 2035
En octubre de 2026 ocurrió un cambio dentro de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) que podría parecer solamente administrativo, pero que en realidad refleja una transformación mucho más profunda en la manera de entender el futuro del Sistema Eléctrico Nacional.
La histórica Dirección de Operación de CFE dejó de existir bajo ese nombre.
En su lugar, la empresa separó sus principales procesos operativos en grandes ámbitos especializados: generación, redes eléctricas y política comercial.
La antigua Dirección de Operación se transforma en la Dirección de Generación y Productores Externos, mientras aparece una nueva Dirección de Redes Eléctricas, responsable de integrar los procesos de transmisión y distribución.
Al frente de esta nueva dirección fue designado el ingeniero Guillermo Nevárez Elizondo, anteriormente responsable de CFE Distribución.
La modificación al Estatuto Orgánico fue aprobada por el Consejo de Administración mediante el acuerdo CA-CFE-083/2026, en la sesión extraordinaria del 28 de septiembre de 2026, y publicada el 9 de octubre.
No es simplemente un cambio de nombre.
Puede representar el reconocimiento institucional de uno de los grandes desafíos eléctricos de México para la próxima década:
Ya no basta con generar más electricidad. México necesita una red capaz de transportarla, transformarla, distribuirla, medirla, protegerla, automatizarla y administrarla en tiempo real.
Para entender por qué este cambio resulta importante, vale la pena retroceder aproximadamente medio siglo y revisar cómo evolucionó la función de Operación dentro de CFE, qué problemas enfrentaban los responsables de la red en cada etapa y por qué los retos de 2026–2035 son radicalmente diferentes a los de 1976.
De 1976 a 2026: la operación de CFE no siempre significó lo mismo
Hablar de “los directores de Operación de CFE durante los últimos 50 años” requiere una precisión histórica importante.
El puesto de Director de Operación no existió de manera continua, con el mismo nombre y las mismas atribuciones, desde 1976.
La propia estructura de CFE fue cambiando.
En determinados periodos existió una Gerencia General de Operación.
Posteriormente apareció una Subdirección de Operación.
Las funciones fueron reorganizadas varias veces entre subdirecciones y gerencias y, finalmente, en 1998 se creó formalmente la Dirección de Operación.
La documentación organizacional de CFE señala que el 11 de mayo de 1998 su Junta de Gobierno aprobó la creación de la Dirección de Operación.
Por ello, cualquier cronología rigurosa debe evitar un error frecuente: tomar cargos históricamente diferentes y presentarlos como si siempre hubieran sido equivalentes.
En este artículo preferimos distinguir entre:
- titulares y estructuras que pueden documentarse;
- transformaciones institucionales comprobables;
- y periodos donde todavía existen vacíos dentro de los archivos históricos digitalizados.
Eso permite construir una historia más rigurosa sin inventar una continuidad administrativa que no está documentalmente demostrada.
El origen: operar sistemas eléctricos antes de que existiera una red nacional plenamente integrada
La historia de la operación coordinada del sistema eléctrico mexicano comenzó antes de 1976.
En 1962, CFE creó la Oficina Nacional de Operación de Sistemas para coordinar sistemas eléctricos que todavía funcionaban con un considerable grado de aislamiento.
Posteriormente apareció el Despacho Nacional de Carga.
En 1977 surgiría formalmente el nombre que continúa siendo fundamental para el sector eléctrico mexicano:
Centro Nacional de Control de Energía —CENACE—.
El contexto era radicalmente diferente al actual.
La prioridad consistía en integrar sistemas regionales, coordinar centrales y permitir que diferentes zonas del país pudieran intercambiar electricidad manteniendo frecuencia, tensión, estabilidad y seguridad.
1973–1976: México cambia de 50 a 60 Hz
Uno de los grandes proyectos de ingeniería eléctrica de aquella época fue la conversión de la frecuencia del sistema eléctrico del centro del país.
Entre 1973 y 1976, México llevó buena parte de esa infraestructura de 50 Hz a 60 Hz, facilitando una mayor integración del sistema.
Paralelamente, nuevas interconexiones permitieron aumentar el intercambio de generación entre diferentes regiones.
Esto ayuda a comprender la enorme diferencia entre operar el sistema eléctrico de 1976 y hacerlo en 2026.
Hace 50 años, uno de los grandes desafíos era:
interconectar.
Hoy el desafío es:
interconectar, digitalizar, automatizar, flexibilizar y hacer resiliente la red.
Evolución organizacional de Operación en CFE
De manera simplificada, la evolución institucional puede representarse así:
Oficina Nacional de Operación de Sistemas
↓
Despacho Nacional de Carga
↓
CENACE
↓
Gerencia General / Subdirección de Operación
↓
Dirección de Operación
↓
Dirección Corporativa de Operaciones
↓
Dirección de Operación
↓
Dirección de Generación y Productores Externos
+ Dirección de Redes Eléctricas
Cada uno de estos cambios respondió a diferentes momentos tecnológicos, económicos, regulatorios y organizacionales.
¿Quiénes dirigieron Operación durante estos 50 años?
Aquí resulta necesario evitar una falsa precisión.
Para el periodo 1976–1998 no existe actualmente en línea una relación oficial fácilmente verificable que permita reconstruir año por año y sin interrupciones todos los titulares de las diferentes estructuras equivalentes a Operación.
Existen nombres documentados en informes, publicaciones técnicas y archivos históricos, pero todavía permanecen periodos que requerirían investigar:
- informes anuales históricos de CFE;
- convenios CFE-SUTERM;
- memorias institucionales;
- archivos impresos;
- y fondos históricos del sector eléctrico.
Por ello, no sería responsable inventar continuidad donde el archivo todavía no la demuestra.
A partir de la creación formal de la Dirección de Operación en 1998, la sucesión resulta considerablemente más clara.
Cronología aproximada de responsables de Operación en CFE
| Periodo | Responsable documentado | Estructura |
|---|---|---|
| Finales de los años setenta | Alberto Escofet Artigas | Operación dentro de la estructura histórica de CFE |
| Década de 1980 | Diversos responsables | Subdirección / estructura operativa previa |
| Década de 1990 | Periodo de reorganización | Funciones redistribuidas |
| Desde 1998 | Oswaldo Gangoiti Ruiz | Dirección de Operación |
| 2000–2007 aprox. | Arturo Hernández Álvarez | Dirección de Operación |
| 2007–2010 | Néstor Moreno Díaz | Dirección de Operación |
| 2010–2011 | José Abel Valdez Campoy | Dirección de Operación |
| 2011–2016 | Luis Carlos Hernández Ayala | Dirección de Operación |
| 2016–2018 | Francisco de la Parra Díaz de León | Operación / transición corporativa |
| 2018–2024 | Carlos Andrés Morales Mar | Dirección Corporativa de Operaciones |
| 2024–enero 2026 | Héctor Sergio López Villarreal | Dirección de Operación |
| febrero–septiembre 2026 | Francisco Javier Maldonado Ramos | Dirección de Operación |
| octubre de 2026 → | Francisco Javier Maldonado Ramos | Generación y Productores Externos |
| octubre de 2026 → | Guillermo Nevárez Elizondo | Dirección de Redes Eléctricas |
Esta tabla debe entenderse como una cronología documental de referencia, no como un padrón administrativo definitivo para todos los años anteriores a 1998.
1998: nace formalmente la Dirección de Operación
El gran punto de quiebre organizacional llega en 1998.
Para entonces, el Sistema Eléctrico Nacional ya enfrentaba problemas completamente diferentes de los de dos décadas antes.
México tenía una red ampliamente interconectada y la preocupación había cambiado hacia:
- crecimiento de la demanda;
- expansión de transmisión;
- capacidad de generación;
- confiabilidad;
- modernización;
- reducción de pérdidas;
- protección;
- telecomunicaciones;
- medición;
- y control.
La Dirección de Operación terminó concentrando funciones relacionadas con generación, transmisión, distribución, protecciones, comunicaciones y control.
Muchas de esas actividades siguen siendo esenciales hoy, pero han evolucionado hacia una infraestructura mucho más digital.
De una CFE verticalmente integrada a la Reforma Energética
Otro cambio decisivo ocurrió durante la década de 2010.
La reforma del sector eléctrico modificó profundamente la estructura de CFE.
El CENACE dejó de depender de CFE para convertirse en el organismo encargado del control operativo del Sistema Eléctrico Nacional y del Mercado Eléctrico Mayorista.
Al mismo tiempo:
- generación quedó organizada en diferentes subsidiarias;
- transmisión pasó a CFE Transmisión;
- distribución a CFE Distribución;
- y Operación evolucionó hacia una estructura corporativa.
La industria eléctrica comenzaba a funcionar con una separación institucional mucho mayor entre generación, redes, mercado y suministro.
2025: CFE vuelve a integrarse
Durante 2025 ocurrió otra transformación.
CFE reorganizó nuevamente sus funciones y regresó transmisión y distribución a una estructura centralizada como subdirecciones.
Parecía que la empresa volvía a una Dirección de Operación integrada.
Sin embargo, apenas un año después llegaría otro cambio fundamental.
2026: nace la Dirección de Redes Eléctricas
En septiembre de 2026 el Consejo de Administración aprobó una reorganización que divide más claramente tres grandes procesos:
Generación
La antigua Dirección de Operación se convierte en Dirección de Generación y Productores Externos.
Redes
Se crea la Dirección de Redes Eléctricas.
Política comercial
Se crea también una Dirección de Política Comercial independiente.
La Dirección de Redes Eléctricas integra:
Subdirección de Transmisión
Subdirección de Distribución.
Esto coloca bajo una misma estructura la infraestructura encargada de transportar electricidad a grandes distancias y aquella que finalmente la distribuye hasta ciudades, industrias, comercios y hogares.
¿Por qué separar generación de redes eléctricas?
Durante gran parte del siglo XX la pregunta dominante del sector eléctrico mexicano era:
¿Cómo producir suficiente electricidad?
Hoy la pregunta sigue siendo importante, pero ya no es suficiente.
Ahora debemos preguntarnos:
¿Cómo transportar, transformar y administrar toda esa electricidad?
Una central puede disponer de cientos o miles de megawatts.
Pero si la red carece de:
- capacidad de transmisión;
- transformación suficiente;
- subestaciones;
- compensación;
- protección;
- comunicaciones;
- automatización;
- o capacidad disponible en determinados nodos,
esa energía no puede aprovecharse plenamente.
La red deja entonces de ser solamente el enlace físico entre una central y el usuario.
Se convierte en infraestructura estratégica.
Guillermo Nevárez y el desafío de integrar transmisión y distribución
Guillermo Nevárez llega a la nueva Dirección con una trayectoria profundamente relacionada con distribución.
Ahora deberá coordinar conceptualmente dos mundos:
Red Nacional de Transmisión
Redes Generales de Distribución
Son infraestructuras diferentes, pero eléctricamente inseparables.
Para que una nueva central pueda abastecer a un nuevo parque industrial se necesita toda una cadena:
generación → transmisión → subestación → distribución → transformación → medición → usuario.
Y cada eslabón debe tener suficiente capacidad.
Los grandes retos de la Dirección de Redes Eléctricas hacia 2035
1. Expandir la Red Nacional de Transmisión
México necesita aumentar considerablemente su capacidad para mover electricidad entre regiones.
La construcción de transmisión incluye mucho más que líneas.
Cada proyecto puede involucrar:
- subestaciones;
- transformadores;
- interruptores;
- reactores;
- sistemas de protección;
- fibra óptica;
- telecomunicaciones;
- control;
- compensación;
- y sistemas auxiliares.
La expansión de la red también incrementa la demanda de subestaciones eléctricas y equipos para sistemas de potencia, donde convergen transformación, protección, medición y maniobra.
Para conocer las principales configuraciones también puede consultarse nuestra guía de tipos de subestación eléctrica.
2. Evitar que la transmisión sea el cuello de botella energético
México puede desarrollar generación solar, eólica, hidroeléctrica, ciclos combinados y almacenamiento.
Pero toda esa capacidad necesita una ruta eléctrica.
Pueden aparecer:
- congestiones;
- restricciones;
- falta de transformación;
- saturación de corredores;
- capacidad insuficiente en subestaciones.
Por eso la próxima discusión energética tendrá que incluir no solamente:
¿Cuántos MW nuevos fueron construidos?
sino también:
¿Cuántos MW adicionales puede transportar realmente la red?
3. Nearshoring, parques industriales y centros de datos
Nuevas instalaciones industriales pueden representar decenas o incluso cientos de megawatts concentrados en determinadas regiones.
Esto puede requerir:
- nuevas subestaciones;
- líneas;
- transformadores;
- sistemas de protección;
- medición;
- bancos de capacitores;
- calidad de energía;
- comunicaciones.
Para instalaciones industriales de media tensión, una parte crítica de esta cadena son los transformadores eléctricos de distribución, disponibles en configuraciones tipo pedestal, poste, subestación y seco.
4. Modernización de subestaciones eléctricas
Una subestación eléctrica es el nodo donde la energía puede transformarse, maniobrarse, medirse y protegerse.
Su modernización ya no consiste únicamente en sustituir interruptores o transformadores.
La evolución tecnológica apunta hacia:
- IED;
- relevadores digitales;
- sensores;
- redes Ethernet;
- IEC 61850;
- sincronización de tiempo;
- automatización;
- monitoreo remoto.
Esto convierte a la subestación moderna en un verdadero nodo de información.
5. Seccionadores eléctricos y automatización de media tensión
La distribución moderna requiere dividir la red en segmentos capaces de aislarse y reconfigurarse.
Los seccionadores eléctricos de media tensión son fundamentales para esta función. iTepeyac maneja equipos con diferentes configuraciones, incluyendo aislamiento sólido o en gas y soluciones orientadas a redes subterráneas y automatizadas.
En una red convencional, un seccionador puede requerir operación local.
En una red automatizada puede evolucionar hacia:
seccionador manual
↓
seccionador motorizado
↓
seccionador telecontrolado
↓
automatización integrada de distribución
Esto permite reducir significativamente el tiempo necesario para realizar determinadas maniobras.
6. Restauradores eléctricos y continuidad del servicio
En redes aéreas, los restauradores eléctricos para media tensión desempeñan una función fundamental.
Un restaurador puede detectar una falla, abrir el circuito y ejecutar secuencias automáticas de recierre.
Cuando el evento es transitorio, el servicio puede recuperarse automáticamente.
Cuando la falla permanece, el equipo actúa conforme al esquema de protección.
Además, los restauradores modernos pueden integrarse con sistemas SCADA y automatización de distribución.
7. FLISR: redes capaces de localizar y aislar fallas
Un concepto cada vez más importante es:
FLISR — Fault Location, Isolation and Service Restoration
Su objetivo es que una falla localizada no provoque una interrupción innecesariamente extensa.
La arquitectura puede integrar:
sensores → restauradores → seccionadores → comunicaciones → SCADA → lógica de automatización
La secuencia ideal es:
- localizar la falla;
- aislar el tramo afectado;
- buscar rutas alternativas;
- restablecer segmentos sanos.
Los seccionadores de media tensión y los restauradores eléctricos se convierten así en dispositivos capaces de participar activamente en una red automatizada.
8. Smart Grid: medir, comunicar y actuar
Una Smart Grid no es un producto aislado.
Es una arquitectura.
En iTepeyac la representamos mediante seis funciones:
MEDIR → COMUNICAR → SUPERVISAR → ANALIZAR → PROTEGER → AUTOMATIZAR
Una red inteligente combina medición, telecomunicaciones, protección, control y dispositivos capaces de actuar físicamente sobre el sistema.
Nuestra guía Smart Grid: de la medición AMI al restaurador automático explica cómo medidores inteligentes, comunicaciones, SCADA y restauradores pueden formar parte del mismo ecosistema.
9. AMI y medidores inteligentes
Tradicionalmente un medidor eléctrico tenía una función principal:
registrar energía consumida.
La infraestructura AMI cambia esa lógica.
Una arquitectura típica puede representarse así:
medidor inteligente
↓
comunicaciones
↓
concentrador
↓
sistema central
↓
analítica
↓
operación
Esto permite convertir millones de puntos de medición en fuentes potenciales de información.
En nuestra explicación sobre qué es AMI y cómo forma parte de una Smart Grid desarrollamos con mayor detalle esta arquitectura.
Para proyectos comerciales, industriales y eléctricos pueden consultarse también las soluciones de medidores eléctricos inteligentes y de facturación.
10. SCADA y telecomunicaciones
Una red distribuida en cientos o miles de kilómetros necesita conocer permanentemente el estado de sus equipos.
Aquí aparece SCADA.
Los sistemas de supervisión permiten recibir información procedente de:
- restauradores;
- medidores;
- RTU;
- IED;
- seccionadores;
- relevadores;
- sensores;
- interruptores.
La información puede transformarse en:
- alarmas;
- estados;
- mediciones;
- eventos;
- tendencias;
- comandos.
Por eso las telecomunicaciones industriales se convierten en parte de la infraestructura eléctrica.
En iTepeyac hemos desarrollado específicamente el tema en la importancia del SCADA, el telecontrol y las comunicaciones en redes eléctricas.
11. Transformadores: capacidad y monitoreo
Una red creciente necesita más transformación.
Los transformadores de distribución en media tensión seguirán siendo una parte esencial de cualquier expansión eléctrica.
Pero la transformación digital añade otra pregunta:
¿En qué condición se encuentra realmente el transformador?
El monitoreo puede incluir:
- temperatura;
- corriente;
- carga;
- humedad;
- condición del aislamiento;
- gases;
- comportamiento térmico.
El objetivo es avanzar gradualmente hacia mantenimiento basado en condición.
12. IoT y mantenimiento predictivo
La siguiente evolución consiste en transformar activos eléctricos tradicionales en fuentes permanentes de información.
La arquitectura puede representarse como:
activo
↓
sensor
↓
comunicación
↓
servidor o nube
↓
base de datos
↓
analítica
↓
mantenimiento
Esto puede aplicarse a transformadores, tableros, motores, conexiones y otros activos.
La capa de comunicaciones que conecta estos sistemas también forma parte de los servicios de infraestructura Smart Grid e IoT industrial de iTepeyac.
13. Calidad de energía
La red moderna enfrenta cargas muy diferentes a las existentes hace medio siglo.
Hoy son comunes:
- variadores;
- UPS;
- cargadores;
- inversores;
- electrónica industrial;
- centros de datos;
- fuentes conmutadas;
- sistemas BESS.
Esto incrementa la importancia de analizar:
- armónicos;
- transitorios;
- sags;
- swells;
- flicker;
- desbalance;
- factor de potencia.
Los medidores eléctricos y analizadores de calidad de energía se convierten así en instrumentos no solamente de facturación, sino de diagnóstico de la infraestructura eléctrica.
14. Almacenamiento de energía BESS
Los sistemas BESS cambian una característica histórica de la red.
Una batería puede comportarse como:
carga
y posteriormente como:
fuente de potencia.
Eso introduce nuevos requerimientos de:
- protección;
- control;
- transformación;
- medición;
- comunicaciones;
- calidad de energía.
La red deberá aprender a coordinar recursos capaces de responder en periodos extremadamente cortos.
15. Generación distribuida
La arquitectura histórica era relativamente sencilla:
central → transmisión → distribución → consumidor
La arquitectura moderna empieza a verse así:
red ⇄ solar ⇄ batería ⇄ vehículo eléctrico ⇄ industria ⇄ microred
Esto modifica:
- dirección de los flujos;
- coordinación de protecciones;
- perfiles de tensión;
- medición;
- planeación.
Los medidores eléctricos inteligentes y la infraestructura AMI adquieren especial importancia cuando la energía deja de circular únicamente en una dirección.
16. Data centers y cargas críticas
Los centros de datos combinan dos características complejas:
mucha potencia
muy baja tolerancia a interrupciones.
Una instalación de este tipo puede requerir:
- subestaciones;
- transformadores;
- UPS;
- baterías;
- generación de respaldo;
- monitoreo;
- SCADA;
- calidad de energía;
- sistemas redundantes.
La disponibilidad de infraestructura de red puede convertirse así en un factor decisivo para determinar dónde pueden instalarse nuevas cargas de gran escala.
17. Resiliencia
Una red no sólo debe ser confiable.
También debe tener la capacidad de recuperarse rápidamente de condiciones extraordinarias.
Huracanes, inundaciones, incendios y temperaturas extremas pueden afectar físicamente la infraestructura.
La combinación de:
- seccionadores telecontrolables;
- restauradores automáticos;
- telecomunicaciones;
- SCADA;
- almacenamiento;
- automatización;
puede aumentar las herramientas disponibles para aislar daños y acelerar el restablecimiento.
18. Ciberseguridad OT
Cuanto más digital es una red, mayor es su superficie tecnológica.
Una subestación moderna puede incorporar:
- servidores;
- RTU;
- gateways;
- switches;
- IED;
- relevadores;
- radios;
- redes IP.
La ciberseguridad OT se vuelve entonces parte de la ingeniería eléctrica.
No basta con proteger conductores y transformadores.
También hay que proteger la información y los sistemas que permiten operar físicamente la red.
19. Big Data e inteligencia artificial
La infraestructura moderna puede generar enormes cantidades de información.
Medidores inteligentes, sensores, relevadores y sistemas SCADA pueden registrar:
- corriente;
- voltaje;
- potencia;
- temperatura;
- eventos;
- operaciones;
- fallas;
- calidad de energía.
La pregunta deja de ser:
¿Tenemos datos?
y pasa a ser:
¿Qué podemos aprender de ellos?
La analítica puede utilizarse para detectar anomalías, priorizar mantenimiento, analizar pérdidas y comprender mejor el comportamiento de la red.
De la red de 1976 a la red de 2035
1976
Generación
↓
Transmisión
↓
Distribución
↓
Usuario
2035
Generación convencional
solar
eólica
almacenamiento BESS
generación distribuida
vehículos eléctricos
data centers
microredes
AMI
SCADA
IoT
automatización
↓
RED ELÉCTRICA INTELIGENTE
La red deja de ser únicamente infraestructura para transportar electricidad.
Se convierte progresivamente en una plataforma energética digital en tiempo real.
¿Qué significa esta transformación para el sector eléctrico mexicano?
Modernizar las redes requiere prácticamente toda la cadena tecnológica.
Entre las soluciones necesarias aparecen:
- seccionadores eléctricos de media tensión;
- restauradores eléctricos;
- medidores eléctricos;
- transformadores eléctricos;
- subestaciones eléctricas;
- SCADA;
- telecomunicaciones;
- transformadores de instrumento;
- relevadores;
- sensores;
- calidad de energía;
- fibra óptica;
- radio;
- IoT;
- automatización.
Esto convierte a la modernización de las redes eléctricas en México en un mercado mucho más amplio que la simple construcción de líneas.
iTepeyac y la modernización de las redes eléctricas en México
En iTepeyac® trabajamos en diferentes capas de esta infraestructura.
Nuestra visión puede resumirse así:
MEDIR → COMUNICAR → PROTEGER → CONTROLAR → AUTOMATIZAR → ANALIZAR
Media tensión
Soluciones de seccionadores eléctricos para aplicaciones en redes subterráneas, automatización, transferencia y telecontrol.
Protección y continuidad
Restauradores para redes de media tensión destinados a protección, recierre automático y automatización de distribución.
Medición eléctrica
Medidores inteligentes y de facturación para proyectos de baja, media y alta tensión.
Smart Grid
Arquitecturas que integran medición, comunicaciones, protección y automatización. Consulta Smart Grid: de la medición AMI al restaurador automático.
AMI
La Infraestructura de Medición Avanzada permite transformar la medición tradicional en un sistema comunicado capaz de alimentar plataformas de análisis y gestión.
SCADA y telecomunicaciones
Consulta nuestra guía sobre SCADA, telecontrol y comunicaciones industriales.
Subestaciones
Conoce qué es una subestación eléctrica y las diferentes configuraciones de subestaciones eléctricas utilizadas en sistemas de potencia.
Transformación
Transformadores de distribución eléctrica para aplicaciones industriales, comerciales, infraestructura y redes.
Infraestructura Smart Grid e IoT
Consulta los servicios de redes inteligentes, comunicaciones e integración tecnológica de iTepeyac.
La transformación de las redes eléctricas no consiste solamente en reemplazar equipos.
Consiste en conseguir que todos esos equipos funcionen como parte de una arquitectura eléctrica integrada.
De Alberto Escofet a Guillermo Nevárez: medio siglo de ingeniería eléctrica mexicana
La historia puede resumirse mediante una sucesión de grandes desafíos.
Década de 1970
INTERCONECTAR
↓
Década de 1980
EXPANDIR
↓
Década de 1990
MODERNIZAR
↓
Década de 2000
AUMENTAR CAPACIDAD Y CONFIABILIDAD
↓
Década de 2010
SEPARAR FUNCIONES Y CREAR MERCADO
↓
Primera mitad de los 2020
REINTEGRAR
↓
2026–2035
DIGITALIZAR, AUTOMATIZAR Y FLEXIBILIZAR
Este cambio ayuda a entender por qué una Dirección de Redes Eléctricas CFE puede tener relevancia estratégica propia.
Preguntas frecuentes
¿Qué es la Dirección de Redes Eléctricas de CFE?
Es la nueva dirección responsable principalmente de integrar las funciones de transmisión y distribución de CFE.
¿Quién encabeza la Dirección de Redes Eléctricas?
El ingeniero Guillermo Nevárez Elizondo.
¿Qué ocurrió con la Dirección de Operación?
Sus funciones fueron reorganizadas. Generación queda dentro de la Dirección de Generación y Productores Externos, mientras transmisión y distribución pasan a la Dirección de Redes Eléctricas.
¿Cuándo nació formalmente la Dirección de Operación de CFE?
La Dirección de Operación como tal se estableció en 1998.
¿Existieron responsables de Operación antes de 1998?
Sí, pero bajo diferentes estructuras, entre ellas gerencias y subdirecciones. Por ello no es históricamente correcto presentar todos esos puestos como una misma dirección continua.
¿Qué tecnologías serán fundamentales para las redes eléctricas hacia 2035?
Entre otras:
- Smart Grid;
- AMI;
- medición eléctrica inteligente;
- seccionadores;
- restauradores;
- subestaciones eléctricas;
- transformadores;
- SCADA y telecontrol;
- sensores IoT;
- BESS;
- analítica;
- automatización.
Conclusión: el próximo gran protagonista puede ser la red eléctrica
En 1976, México todavía trabajaba en la integración de grandes regiones eléctricas.
Cincuenta años después, el desafío es completamente diferente.
México necesita preparar sus redes para:
- nueva generación;
- renovables;
- almacenamiento;
- parques industriales;
- centros de datos;
- generación distribuida;
- vehículos eléctricos;
- millones de medidores inteligentes;
- sensores;
- automatización.
La creación de la Dirección de Redes Eléctricas CFE llega precisamente en ese momento.
Durante décadas, buena parte de la conversación energética giró alrededor de la generación.
La próxima década obliga a formular otra pregunta:
¿tenemos la red eléctrica que México necesitará en 2035?
Responderla requerirá grandes obras de transmisión.
Pero también subestaciones, transformadores, seccionadores, restauradores, medición inteligente, Smart Grid, SCADA, telecomunicaciones, sensores y automatización.
La red eléctrica mexicana no solamente tendrá que crecer.
Tendrá que aprender a observarse, comunicarse y reaccionar.
Y esa puede convertirse en una de las transformaciones más importantes del Sistema Eléctrico Nacional durante la próxima década.
iTepeyac® — The Smart Grid for the Smart City.