En julio de 2026, las plantas industriales conectadas bajo las categorías de Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH), Demanda Industrial en Subtransmisión (DIST) y Demanda Industrial en Transmisión (DIT) siguen pagando sobre una base tarifaria que subió entre 8% y 12% desde enero de 2025, el ajuste más alto registrado en un lustro para el sector industrial.
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
- 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.
- 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.
- Solicita un diagnóstico técnico que evalúe si el autoconsumo solar, el almacenamiento de energía (BESS) o ambos reducen tu exposición a la tarifa regulada.
- 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.
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