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La CNE propone nuevas reglas para calcular tarifas de transmisión: 14 elementos, plazos de publicación y mayor transparencia, con impacto directo en costos, inversiones y certidumbre del sistema.
En medio del rediseño institucional del sector eléctrico, la Comisión Nacional de Energía (CNE) puso a consulta pública un anteproyecto que reescribe cómo se calculan las tarifas de transmisión en México. El documento —presentado ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (Conamer)— desglosa 14 piezas que, en conjunto, determinan cuánto pagarán usuarios y participantes por usar la Red Nacional de Transmisión (RNT): desde el Ingreso Requerido (IRT) hasta el reconocimiento de pérdidas técnicas y no técnicas, además de un calendario para publicar tarifas hasta 75 días hábiles después de recibir la Información Regulatoria de Costos y Activos (IRCA).
¿Por qué importa? Porque la transmisión es el esqueleto del sistema eléctrico. Un método claro para asignar costos por nivel de tensión, desempeño y pérdidas define señales de inversión para CFE Transmisión y certidumbre para generadores, suministradores y grandes usuarios. El anteproyecto obliga a la CNE a notificar tanto al transportista como al CENACE y, una vez vigentes, publicar la memoria de cálculo en su portal en los 10 días subsecuentes, reforzando transparencia y escrutinio público.
El movimiento ocurre tras cambios legales que trasladaron a la CNE la responsabilidad de aprobar metodologías y tarifas reguladas, así como de ordenar su publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF). El nuevo Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica detalla plazos para que la Empresa Pública del Estado y el CENACE publiquen tarifas y costos; también fija que la determinación de tarifas convalidada por la Secretaría (de Energía) sea el acto habilitante.
En términos de base técnica, el ajuste de 2025 ya había mostrado la sensibilidad del sistema: la CRE determinó para CFE Transmisión un ingreso requerido de 83,813 millones de pesos (+3.9% interanual), con proyecciones de energía inyectada y retirada a la RNT creciendo entre 1.2% y 1.5%. Estos parámetros son justo los que la nueva metodología busca normar con reglas explícitas para asignación por uso y nivel de tensión.
Además, la CNE centralizó la publicación de memorias de cálculo de tarifas en su sitio oficial, una práctica que, de aplicarse de forma consistente, permite a la industria auditar insumos y supuestos (OMA, WACC/costo de capital, factor de actualización, retribución a inversiones, etc.). En paralelo, CFE mantiene información de su esquema tarifario y remite dudas metodológicas a la CNE, reforzando el nuevo rol del regulador.
Si el anteproyecto se publica sin cambios, el sector tendría una hoja de ruta más predecible: definición puntual del proceso, plazos de emisión, obligaciones de difusión por parte del transportista y trazabilidad de las memorias de cálculo. Quedan, sin embargo, preguntas clave para el mercado: ¿cómo se medirá el desempeño para efectos de ajustes a las tarifas? ¿Qué criterios se aplicarán al reconocimiento de pérdidas no técnicas? ¿Cómo aterrizarán las asignaciones del IRT por uso y por nivel de tensión en el caso de interconexiones específicas o refuerzos regionales?
Para inversionistas y offtakers, la señal es doble: por un lado, mayor visibilidad y gobernanza; por el otro, la necesidad de modelar con fineza el efecto que tendrá el reconocimiento de pérdidas y los ajustes por desempeño en sus costos totales. En un sistema que busca integrar más energías limpias y almacenamiento, el costo de “mover” electrones será determinante para la competitividad de los proyectos.
