En un recibo de CFE en media tensión, los cargos de capacidad y de distribución se cobran por kW de demanda medida. No bajan cuando la planta consume menos kWh. La Comisión Reguladora de Energía publicó los componentes de la tarifa GDMTH de la división Valle de México Centro para junio de 2018. Capacidad fue de 309.38 pesos por kW y distribución de 58.56 pesos por kW. Con esas cifras, un sitio facturado en 1,000 kW paga alrededor de 368,000 pesos al mes antes de contabilizar la energía. Con un factor de carga de 50% y un precio combinado de energía cercano a 1.10 pesos por kWh, eso equivale a cerca de 48% del recibo. Con un factor de carga de 80%, a cerca de 36%.

Esa proporción define el orden de los trabajos, y el orden es donde falla la mayoría de los programas de energía industrial. Primero medir. Después eliminar el cargo por factor de potencia, porque es lo más barato de corregir. Enseguida atacar la demanda facturada, porque es el renglón individual más grande en la mayoría de los sitios. La generación va después de eso, no antes. Y el cumplimiento del Código de Red se atiende como una obligación permanente, no como un proyecto.

A continuación se presentan cinco palancas, en esa secuencia. La decisión que cada una respalda es acotada: cuál palanca merece un lugar en el plan de capital vigente y cuál debería esperar doce meses de datos de intervalo antes de que alguien firme por un equipo.

Qué está elevando el costo de la energía industrial

La tarifa se ha movido, y recientemente se ha movido en una sola dirección. Energía Hoy reportó el 16 de enero de 2025, con base en un análisis de la consultora Quartux, que CFE aplicó un incremento de alrededor de 12% a las tarifas industriales para 2025, con GDMTH, DIST y DIT como las más afectadas. El mismo análisis ubicó el movimiento entre septiembre de 2023 y septiembre de 2024 en un rango de 3.39 a 3.89%, con variación por región y por periodo horario.

La regulación también cambió. La Ley de la Comisión Nacional de Energía se publicó en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025 y creó la Comisión Nacional de Energía, que asumió las funciones que antes tenía la Comisión Reguladora de Energía. La aplicación del Código de Red corresponde ahora a la CNE. Todo plan de cumplimiento que siga dirigido a la CRE necesita reorientarse.

Palanca 1: construya una línea base medida antes de comprar nada

El primer paso es saber cuándo y dónde está realmente la carga. Eso implica medición por intervalos en la acometida principal y en los alimentadores más grandes, no una lectura del recibo. El recibo da totales mensuales. El perfil de carga da la forma, y la forma es lo que determina si conviene el almacenamiento, si conviene un cambio de tarifa y qué tamaño de arreglo solar puede absorber el sitio.

El costo de saltarse este paso se concentra en un solo punto. Una batería dimensionada contra una demanda máxima supuesta en lugar de una medida es el error más caro que se puede cometer en este campo, porque el activo se compra antes de conocer el número que lo justifica. Una auditoría energética instrumentada produce ese número.

Palanca 2: elimine el cargo por factor de potencia

CFE aplica un ajuste por factor de potencia al suministro en media tensión. Por debajo de un factor de potencia medido de 0.90, el recibo lleva un recargo. En 0.90 o por encima, lleva una bonificación. El recargo es tres quintos de la cantidad que resulta de dividir 0.90 entre el factor de potencia medido y restar uno, aplicado como porcentaje de los cargos de energía, capacidad y distribución. La bonificación es un cuarto de la cantidad que resulta de restar a uno el cociente de 0.90 entre el factor de potencia medido. CFE limita el recargo a 120%, que se alcanza con un factor de potencia de 0.30, y limita la bonificación a 2.5%, que se alcanza en la unidad.

Calculado en 0.85, el recargo es de 3.53%. Sobre cargos de energía, capacidad y distribución de un millón de pesos en un mes, eso representa 35,300 pesos, y 423,600 pesos en un año con la misma lectura. La corrección suele ser un banco de capacitores, y es con amplio margen la más barata de las cinco palancas. La mayoría de las plantas apunta por encima del umbral y no exactamente a él, a 0.95 o mejor, para que la variación normal de la carga no las regrese por debajo de 0.90.

Dos condiciones la hacen fallar. Los bancos de capacitores fijos pueden sobrecorregir con carga ligera, lo que lleva al sitio a un factor de potencia en adelanto. Y en plantas con alto contenido de variadores de velocidad, la distorsión armónica puede provocar resonancia y acortar la vida de los capacitores. Ambas se detectan por medición, que es la razón por la que esta palanca va después de la auditoría y no antes.

Palanca 3: use almacenamiento para bajar la demanda facturada

La demanda facturada no es un número único tomado de una mala tarde. CFE mide la demanda en intervalos de 15 minutos y cobra capacidad y distribución como componentes separados, de modo que la cantidad que una batería tiene que suprimir la define la estructura tarifaria y no la lectura instantánea más alta del mes. Un sistema dimensionado contra la definición equivocada quedará mal dimensionado. La mecánica se explica en cómo se facturan los cargos por demanda en GDMTH.

La reducción de demanda máxima carga la batería en horas de precio bajo y la descarga durante los periodos que fijan la demanda facturada. Conviene distinguir qué cambia y qué no. La demanda en kW baja. El consumo en kWh no, y después de las pérdidas de ciclo completo sube ligeramente. El ahorro está únicamente en el cargo por demanda.

La tabla siguiente ilustra el efecto en una instalación hipotética, no un resultado medido en un sitio de cliente.

Tabla 1: comparación del recibo mensual de electricidad con y sin BESS

Cómo leer la tabla. Es un modelo, y detrás de él hay tres variables. La demanda se factura a un precio implícito de 30 dólares estadounidenses por kW al mes, que es lo que resulta de dividir 30,000 dólares entre 1,000 kW. CFE factura en pesos, de modo que las cifras en dólares dependen del tipo de cambio a la fecha de facturación, que la tabla no fija. Y el renglón de 2,000 dólares por factor de potencia se elimina con la corrección mediante capacitores de la palanca 2, o con un inversor configurado y dimensionado específicamente para soporte reactivo, que es una decisión de diseño y un costo que la tabla no incluye. La reducción de demanda máxima por sí sola no corrige el factor de potencia. Considerando únicamente el almacenamiento, el ahorro mensual de la tabla es de 9,000 dólares y no de 11,000.

El almacenamiento también tiene una condición bajo la cual no conviene. Un perfil de carga plano, con una relación baja entre demanda máxima y demanda promedio, deja poco que recortar, y entonces la batería se compra para eliminar una punta que apenas existe. Doce meses de datos de intervalo resuelven esa pregunta antes de que lo haga una orden de compra.

Palanca 4: fije una parte del precio de la energía con solar en sitio

La generación en sitio fija el precio de los kWh que produce y deja el resto del recibo donde estaba. Esa es la versión honesta de la cobertura, y aun así conviene tenerla. Suponga un arreglo de 700 kW con un factor de planta de 20%, un supuesto que debe sustituirse por un estudio de producción específico del sitio. Produce alrededor de 1.2 GWh al año. En una planta que consume 6 GWh al año, eso fija cerca de una quinta parte del volumen de energía y nada del cargo de capacidad ni del de distribución.

La situación de los permisos cambió en 2025 y favorece a los sistemas más pequeños. La Ley del Sector Eléctrico, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025, elevó de 0.5 MW a 0.7 MW la capacidad a partir de la cual se requiere permiso de generación. La Comisión Nacional de Energía publicó después un acuerdo en el Diario Oficial de la Federación el 6 de agosto de 2025 con los requisitos para las centrales de autoconsumo interconectadas de 0.7 MW o más y menores de 20 MW. Por debajo de 0.7 MW, un proyecto queda fuera de ese proceso de permiso. Ese umbral, y no el área de techo, es lo que suele definir el diseño.

Palanca 5: trate el cumplimiento del Código de Red como una obligación permanente

El Código de Red fue emitido por la Comisión Reguladora de Energía mediante la resolución RES/151/2016 y publicado en el Diario Oficial de la Federación el 8 de abril de 2016. Establece requisitos técnicos para los centros de carga conectados en media y alta tensión, en materia de tensión, frecuencia, capacidad de cortocircuito, factor de potencia, protección, control, intercambio de información y calidad de la energía. La guía publicada por la propia CRE sobre esos requisitos consigna que el incumplimiento es sancionable conforme a la ley de la industria eléctrica, y que el extremo superior de la escala para infracciones graves va de 2 a 10% de los ingresos brutos percibidos en el año anterior. Para una planta que factura 200 millones de pesos al año, el piso de esa banda son 4 millones de pesos. Esa es la cifra que conviene poner frente a un consejo de administración, no un rango en dólares. Lo que exige el Código de Red es una disciplina distinta de la reducción de costos.

Una advertencia sobre la forma en que se vende el cumplimiento. Los trabajos del Código de Red atienden la calidad de la energía. Mejoran la estabilidad y pueden alargar la vida de los equipos. No reducen de manera confiable el consumo en kWh, y un presupuesto de cumplimiento defendido con un ahorro de energía que no llega no se aprueba dos veces.

Secuencia, y dónde interactúan las palancas

Realice la auditoría en el primer año y deje que condicione todo lo demás. Tome la corrección del factor de potencia de inmediato, porque el periodo de recuperación es el más corto y el efectivo liberado es real y no modelado. Mantenga en espera la decisión de almacenamiento hasta contar con doce meses de datos de intervalo, y dimensiónelo contra la demanda facturada tal como la define la tarifa. Evalúe la solar y el almacenamiento en conjunto y no uno después del otro, porque el arreglo cambia la forma de la carga contra la que se dimensiona la batería, y una batería especificada antes que el arreglo tendrá el tamaño equivocado.

El cumplimiento corre en paralelo a todo lo anterior, con su propio calendario, financiado desde el riesgo y no desde los ahorros.

Empiece por el perfil de carga, no por el equipo

Envíe doce meses de recibos de CFE y el diagrama unifilar de un sitio. Mexico Energy Partners devuelve el recibo separado entre energía, demanda y ajuste por factor de potencia, la posición del factor de potencia frente al umbral de 0.90, y una opinión sobre si el perfil de carga tiene suficiente diferencia entre demanda máxima y demanda promedio para que valga la pena modelar almacenamiento. Eso determina cuál de las cinco palancas conviene financiar primero. Es un alcance y un conjunto de hallazgos, no una promesa de ahorro. Comience por solicitar un alcance de auditoría energética para un solo sitio.

Fuentes

• Comisión Reguladora de Energía, Memoria Documental: Tarifas Finales del Suministro Básico, 31 de octubre de 2018. Cargo de capacidad GDMTH de 309.38 pesos por kW y cargo de distribución de 58.56 pesos por kW para la división Valle de México Centro en junio de 2018, utilizados para derivar la participación de la demanda en el recibo.
• Comisión Reguladora de Energía, Sesión informativa con CFE: Tarifas Finales de Suministro Básico, Media Tensión, febrero de 2018. Medición de la demanda en intervalos de 15 minutos y separación de los cargos de capacidad y de distribución.
• Energía Hoy, Aplica CFE un aumento a las tarifas del sector industrial para 2025, 16 de enero de 2025, con base en el análisis de Quartux. El incremento de 12% en las tarifas industriales de 2025 y el movimiento de 3.39 a 3.89% de septiembre de 2023 a septiembre de 2024.
• Ley de la Comisión Nacional de Energía, Diario Oficial de la Federación, 18 de marzo de 2025. Creación de la CNE y absorción de las funciones de la Comisión Reguladora de Energía.
• Ley del Sector Eléctrico, Diario Oficial de la Federación, 18 de marzo de 2025. Umbral de permiso de generación elevado de 0.5 MW a 0.7 MW.
• Comisión Nacional de Energía, acuerdo sobre los requisitos de permiso para centrales de autoconsumo interconectadas de 0.7 MW a menos de 20 MW, Diario Oficial de la Federación, 6 de agosto de 2025, según lo reportado por Greenberg Traurig el 12 de agosto de 2025.
• Comisión Reguladora de Energía, resolución RES/151/2016, Código de Red, Diario Oficial de la Federación, 8 de abril de 2016, y la Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga de la CRE. Requisitos técnicos para los centros de carga y banda de sanción de 2 a 10% de los ingresos brutos del año anterior para infracciones graves.
• CFE, términos tarifarios publicados para el suministro en media tensión, y Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía, Herramienta para el ajuste del factor de potencia. El umbral de 0.90 en el factor de potencia, el tope de 120% en el recargo y el tope de 2.5% en la bonificación.