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Esa base tarifaria tiene dos componentes que conviene distinguir:

La base regulatoria

CRE → CNE

La fijó la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en enero de 2025. En junio de ese año, la CRE fue sustituida por la nueva Comisión Nacional de Energía (CNE) como parte de la reforma al sector energético, pero bajo el marco de transición, las disposiciones que ya había emitido la CRE se mantienen vigentes hasta que la CNE las actualice, y eso incluye esta base tarifaria.

El cargo de generación

Ajuste mensual

Se actualiza mes a mes según el costo de los combustibles y el tipo de cambio, y puede subir o bajar sin que eso modifique la base regulatoria de fondo.

Tomando en cuenta que el sector industrial representa cerca del 58% de la demanda eléctrica total del país, un ajuste de esta magnitud en ese segmento no se limita a un aumento en el recibo: se traduce en un cambio real en la estructura de costos de operación de cualquier planta con consumo eléctrico alto.

¿Por qué ocurrió este ajuste en particular?

El incremento responde a la combinación de tres factores que se presentaron en el mismo periodo:

Combustible

Gas natural más caro

Es el combustible con el que CFE genera la mayor parte de la electricidad del país, así que su alza eleva directamente el costo de producirla.

Tipo de cambio

Peso más débil

Encarece el combustible y los equipos importados que usa el sistema eléctrico, ya que ambos se cotizan en dólares.

Infraestructura

Red saturada

La red eléctrica no tiene capacidad suficiente para llevar energía desde donde se genera hasta las zonas industriales, lo que encarece el costo en las regiones más saturadas.

Esta combinación coincidió, además, con un periodo de expansión industrial acelerada impulsada por el nearshoring, lo que añadió presión adicional sobre una red que ya operaba cerca de su capacidad.

¿En qué zonas del país se sintió más el ajuste?

Las regiones con mayor impacto tarifario fueron Baja California, Chihuahua y la región de Querétaro/Edomex, entre otras zonas del noroeste y centro sur del país.

Estas mismas zonas conviven con otra problemática: una alta incidencia de microcortes eléctricos en corredores industriales. La siguiente infografía muestra un análisis de las regiones del país con mayor afectación por este fenómeno.

Ambos análisis reflejan una misma tensión estructural: el crecimiento industrial ha avanzado a un ritmo mayor que la infraestructura eléctrica del país, y esa brecha se expresa tanto en interrupciones de suministro como en el costo de la energía.

En las tres zonas donde coinciden ambos análisis, las plantas industriales enfrentan simultáneamente un riesgo operativo y un riesgo financiero que presionan el mismo renglón del estado de resultados.

¿Qué pueden hacer las empresas frente a este escenario?

Frente a un ajuste tarifario de esta magnitud, las estrategias más utilizadas por la industria combinan dos soluciones complementarias.

Autoconsumo solar

Reduce la exposición

Generar energía en sitio reduce la dependencia del suministro de CFE en la carga base de consumo de la planta. Esto no elimina el riesgo tarifario por completo, pero reduce la exposición directa al ajuste, ya que una parte del consumo deja de facturarse a la tarifa regulada.

Almacenamiento (BESS)

Continuidad operativa

Un Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías permite desplazar el consumo hacia los horarios de menor costo y mantener continuidad operativa ante interrupciones de suministro.

Así se ve en la práctica

Un ejemplo de esta estrategia ya en operación es el caso de Teradai México, planta del sector automotriz ubicada en Querétaro, una de las regiones señaladas anteriormente.

La planta instaló un sistema de autoconsumo solar de 275 kWp de capacidad, con más de 460 paneles solares, que genera actualmente 467 MWh al año y evita más de 200 toneladas de CO₂ anuales. Como resultado del proyecto, la planta redujo en más de 80% su tarifa energética.

La decisión de implementar este sistema formó parte de la estrategia energética general de la planta. Lo que ilustra es el tipo de resultado que puede lograrse cuando el sistema se dimensiona a partir de un diagnóstico técnico real, en una de las zonas donde el riesgo tarifario y de suministro es mayor.

Puedes ver el caso completo, con el proceso de instalación documentado en video, en nuestro perfil de LinkedIn. 👇

Profundiza más sobre el almacenamiento de energía industrial y cómo reducir costos con BESS en nuestra entrada del blog que habla sobre el tema.

Leer artículo

¿Qué pasa si tu planta no está en una de las zonas más señaladas?

El ajuste no se limitó a esas tres regiones. Las categorías GDMTH, DIST y DIT operan a nivel nacional, y el ajuste se calcula por categoría de consumo y por región, no solo por ubicación geográfica. Estar fuera de las zonas más señaladas reduce la magnitud del ajuste que recibe una planta, no la exposición al mismo.

Lo que puedes hacer ahora

1. Revisa tu recibo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) e identifica en qué categoría tarifaria está tu planta (GDMTH, DIST o DIT) y cuánto ha variado tu cargo en los últimos 12 meses.
2. Compara ese cargo contra el periodo anterior a enero de 2025 para dimensionar el impacto real del ajuste en tu operación, no solo el porcentaje general.
3. Solicita un diagnóstico técnico que evalúe si el autoconsumo solar, el almacenamiento de energía (BESS) o ambos reducen tu exposición a la tarifa regulada.
4. Si tu planta opera en Baja California, Chihuahua o la región de Querétaro/Edomex, considera que el riesgo es doble: mayor exposición tarifaria y mayor incidencia de microcortes, lo que hace más urgente el diagnóstico.

Agenda una asesoría técnica personalizada con EMMI y descubre si el autoconsumo solar o un sistema BESS reducen tu exposición al ajuste tarifario.

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¿Qué está pasando con la demanda eléctrica este verano en México? 

El director general de CENACE confirmó en un evento de la Secretaría de Energía que el pico esperado para 2026 es de 54,000 MW, por encima del récord anterior de 53,000 MW, alcanzado tanto en 2023 como en 2024. 

La siguiente tabla ilustra las consecuencias que hubo estos últimos dos años:  

Fuentes: Forbes México, INDEX, CCIJ, CIAJ, COFEPRIS.

El patrón se repite: cada vez que la demanda rompe un récord, el margen de maniobra del sistema se reduce, y en los últimos dos años eso ya se tradujo en apagones reales. La proyección de 2026 profundiza el problema y prende las alarmas en muchas empresas. 

Aquí hay una diferencia importante que explica por qué el sistema se tensa aunque México “tenga suficiente electricidad” en papel. 

La capacidad instalada es la electricidad máxima que el país podría generar si todas sus plantas trabajaran al mismo tiempo, casi 92,000 MW. Pero esa cifra es un techo teórico, no lo que realmente está disponible en el momento exacto del pico. 

La energía solar y eólica forman parte de la generación eléctrica del país. Actualmente su aporte conjunto ronda el 40% de su capacidad en el momento exacto del pico, es decir, al atardecer, cuando el sol ya se está poniendo pero la demanda de electricidad sigue alta porque el calor no ha bajado. 

Con el almacenamiento en baterías se puede resolver este desfase al guardar la energía solar generada durante el día para usarla en la noche, cuando ya no hay sol pero la red sigue exigida. 

El riesgo mayor, según el directivo de CENACE, estuvo en la confiabilidad del suministro de gas natural en el sureste del país, más que en la capacidad instalada. 

La Península de Yucatán fue la zona que más preocupó a CENACE (el operador del Sistema Eléctrico Nacional), tanto que se instalaron 150 MW de plantas de emergencia portátiles en la región para pasar la temporada. 

¿Por qué esto eleva el riesgo de microcortes para la industria? 

Para una planta con demanda superior a 100 kW en media tensión, la factura eléctrica se rige por la tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH). Esta tarifa no solo cobra la energía consumida en kWh, también penaliza el cargo por demanda máxima, calculado sobre el pico más alto registrado en intervalos de 15 minutos. 

En otras palabras: si tu planta consume poca electricidad casi todo el mes pero un día arrancan varias máquinas al mismo tiempo, ese momento de 15 minutos de consumo alto puede definir buena parte de la factura completa, aunque el resto del periodo hayas operado de forma eficiente. 

La industria consume más durante la jornada laboral, entre las 6:00 y las 20:00. El pico de las 20:00 a las 22:00 lo genera principalmente el consumo residencial, cuando la gente llega a casa y usa luces, aire acondicionado y electrodomésticos. 

Pero la tarifa GDMTH no mide el momento de mayor actividad de tu planta, mide específicamente lo que consumes durante esas dos horas de la noche. Turnos nocturnos, refrigeración, servidores o procesos continuos que sigan operando ahí se cobran al precio más alto, y pueden definir buena parte de tu factura aunque no sea tu momento de mayor consumo del día. 

Las tarifas ya subieron: los ajustes recientes en la región peninsular llegaron a 5.45% en horario base y 5.55% en horario punta, con un incremento promedio nacional cercano al 5.35%. 

El costo tarifario es solo una parte del riesgo. Cuando la red opera al límite, la probabilidad de microcortes y variaciones de voltaje aumenta, y para un proceso productivo eso significa líneas detenidas, equipo sensible dañado y materia prima perdida, sin previo aviso. 

¿Qué sectores tienen menos margen para resistir un pico sin respaldo? 

El nivel de riesgo depende del tipo de proceso industrial en cada planta.  

Los procesos continuos son los que menos margen tienen para absorber un corte eléctrico, y varios sectores ya lo han documentado en veranos recientes: 

Fuentes: Index, Forbes México, CCIJ, CIAJ, COFEPRIS.

¿Cómo protege el BESS la continuidad operativa? 

Un Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS), por sus siglas en inglés, atiende dos frentes al mismo tiempo: 

El marco regulatorio también empuja en esta dirección. Desde marzo de 2025, el Acuerdo A/113/2024 de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) exige que todo nuevo proyecto de generación renovable incluya almacenamiento equivalente a por lo menos el 30% de su capacidad, con un mínimo de 3 horas de autonomía. 

El siguiente esquema resume la situación que enfrenta tu planta este verano y cómo el BESS la resuelve: el pico de 54,000 MW y su efecto en tu tarifa, frente a lo que cambia cuando tu planta cuenta con este sistema.

De un verano al límite a una planta que no depende de él

Situación

MW

Pico de 54,000 MW en el Sistema Eléctrico Nacional, el mismo nivel que en 2023 y 2024 ya hizo caer el margen de reserva por debajo del 3%

$

Sube el riesgo de un pico caro y de un microcorte, porque el cargo por demanda máxima de la tarifa GDMTH se calcula justo en ese horario punta

Solución

⚡

El BESS carga en horario base y descarga en horario punta, y responde en milisegundos si ocurre una falla en la red

✓

Tu producción sigue corriendo, con factura más predecible y continuidad operativa, aunque la red esté al límite

Un sistema dimensionado con 2 a 4 horas de autonomía cubre la gran mayoría de los cortes rotativos de CFE.

En EMMI creemos que la energía debe ser una ventaja para tu negocio, no un riesgo que dependa del clima o de un récord de demanda. Integramos autoconsumo solar y BESS bajo un mismo proyecto de ingeniería, procura y construcción (EPC), con personal propio y sin subcontratación, para que tu planta esté lista antes de que llegue el próximo pico de calor. 

Lo que puedes hacer ahora

1. Revisa tu recibo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y ubica cuánto representa el cargo por demanda máxima en tu tarifa. 

2. Identifica si tu planta tuvo microcortes o variaciones de voltaje en los últimos dos veranos. 

3. Solicita un diagnóstico técnico que mida tu perfil real de consumo antes del pico de calor. 

4. Evalúa si tu proceso puede tolerar una interrupción de minutos sin pérdida de producto o daño a equipo. 

Preguntas frecuentes 

Agenda una asesoría técnica personalizada con EMMI y descubre si un sistema BESS es viable para tu operación.

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