A partir del 1 de septiembre de 2025, entró en vigor un nuevo cargo de operación del CENACE que afecta tanto a generadores como a centros de carga, con aumentos superiores al 62 %. La medida busca cubrir un faltante presupuestario de $1,630 millones para el último cuatrimestre del año. Roberto Mercado, Socio Consultor y Director Comercial de Epscon, analiza el impacto sobre los generadores renovables.
A partir del 1 de septiembre de 2025, la Comisión Nacional de Energía implementó un aumento significativo en las tarifas de operación del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que impacta directamente sobre el ecosistema eléctrico mexicano. El nuevo cargo para generadores quedó establecido en $4.2691 MXN/MWh, lo que representa un incremento del 62.75% respecto al valor anterior, fijado en $2.62 MXN/MWh.
“Este cargo se incrementó porque el CENACE identificó un faltante presupuestario importante con base en la información actualizada del 2024”, detalló Roberto Mercado, Socio Consultor y Director Comercial de Epscon, en diálogo con Energía Estratégica.
La medida también afecta a los centros de carga, para quienes la tarifa pasó de $6.55 a $10.6409 MXN/MWh, lo que representa un incremento del 62.56 %. El nuevo esquema de tarifas fue calculado considerando que el CENACE había presupuestado $3,720 millones de pesos para su operación anual, pero solo había recaudado $2000 millones hasta agosto. El faltante de $1630 millones debía cubrirse entre septiembre y diciembre.
“La Comisión decidió repartir ese faltante entre generadores y centros de carga, lo que derivó en los aumentos actuales”, explicó Mercado.
Para los generadores de energía renovable, el ajuste tiene un impacto económico directo, pero su magnitud dependerá de la estructura contractual de cada proyecto. “Si ese cargo lo traspasan en su tarifa de cobertura, la afectación sería nula, porque quien lo absorbería sería el comercializador o el suministrador calificado, y en última instancia, el usuario final”, afirmó el ejecutivo de Epscon.
El efecto real sobre los proyectos renovables, entonces, varía según cómo estén configuradas sus coberturas de venta de energía. “Lo más común es que todos traspasen este tipo de cargos al comprador”, sostuvo Mercado.
A pesar del fuerte ajuste, desde Epscon no se percibe un efecto disuasivo significativo en el interés de inversión privada en generación. “No creo que este factor afecte el interés de la industria por invertir en México. Este cargo aplica solo del 1 de septiembre al 31 de diciembre de 2025, por lo que esperamos que en 2026 se reduzca nuevamente”, proyectó.
La expectativa es que el nuevo presupuesto para el próximo año contemple los ingresos de forma más equilibrada y distribuida a lo largo de los doce meses. “Lo que pasó ahora es que el ingreso faltante se quiso recuperar en solo cuatro meses; eso obligó a subir el cargo de manera abrupta”, explicó Mercado.
Más allá de lo tarifario, lo que sí representa un obstáculo para el desarrollo del sector, según Epscon, es la incertidumbre institucional y política. “Lo que podría reducir el incentivo de inversión es más el contexto político en México, la nueva reforma judicial, y el hecho de que la Comisión Nacional de Energía aún no ha otorgado tantos permisos”, advirtió.
«Aunque ya se publicó un documento con los requisitos para generación de autoconsumo de 0.7 a 20 MW, aún no entra en vigor porque falta el reglamento de la Ley del Sector Eléctrico”, detalló.
Este tipo de generación distribuida aparece como una vía más accesible en el corto plazo. “Es posible que la inversión se canalice hacia proyectos de autoconsumo, en lugar de generación de gran escala, dada la falta de infraestructura de transmisión y distribución”, consideró el consultor.
En el plano internacional, el futuro de la inversión en generación renovable podría estar condicionado por factores externos. “Está por negociarse el T-MEC nuevamente el próximo año. Si se logra dar certeza a los inversionistas, puede reactivarse la inversión privada en generación”, sostuvo el especialista.
El entorno actual exige cautela por parte de los desarrolladores, pero también presenta señales de oportunidad si se consolidan reformas claras y se reduce la opacidad regulatoria. “Desde que entró la cuarta transformación, la inversión privada prácticamente se detuvo. El Estado de Derecho hoy no garantiza certeza, pero el nuevo marco legal y las negociaciones internacionales pueden marcar una inflexión”, concluyó.
emilialardizabal@strategicenergycorp.com
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