En la semana del 2 al 8 de noviembre de 2025, el precio marginal local promedio del mercado del día en adelantado en el mercado mayorista (MEM) cerró en 586.20 MXN/MWh, según el reporte semanal de CENACE. Esa es una cifra manejable para un presupuesto. El problema es la distribución alrededor de ella. En esa misma semana CENACE reportó un precio nodal máximo de 11,339.24 MXN/MWh en Cozumel y un mínimo de menos 964.61 MXN/MWh en Mazatlán. Un director de compras que firma un contrato privado totalmente indexado hereda todo ese rango. El rango no se ha estrechado desde entonces. En la semana del 4 al 10 de octubre de 2026, el promedio cerró en 1,444.86 MXN/MWh, el máximo llegó a 13,658.52 MXN/MWh en un nodo de Cozumel, y el mínimo cayó a menos 1,426.06 MXN/MWh (reporte semanal 41 de CENACE, 2026).
La elección entre un PPA de precio fijo y un PPA indexado (referenciado al MEM) no es una preferencia de precio. Es una decisión sobre quién asume el riesgo de precio mayorista a lo largo de un plazo de 10 a 20 años. Un precio fijo traslada ese riesgo al generador y a sus acreedores. Un precio indexado lo mantiene en su estado de resultados. Todo lo demás, crédito, plazo, entrega de CEL, liquidación física frente a virtual, se deriva de esa sola asignación.
Conforme a la Ley del Sector Eléctrico (LSE), publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 18 de marzo de 2025, el cálculo se endureció. La ley fija un piso de planeación: el Estado (CFE más sus vehículos de inversión mixta controlados) debe mantener al menos el 54% del promedio de la energía inyectada a la red, medido en cada año calendario (Artículo 12, fracción VI de la LSE; análisis de Greenberg Traurig sobre la iniciativa, 14 de febrero de 2025). Eso es una capa de política sobre la curva de mercado. A nuestro juicio, el piso de 54% desaconseja quedarse totalmente indexado. Aconseja fijar el plazo y estructurar un tope o un collar, de modo que conserve el descuento frente a CFE sin quedarse con la cola de riesgo.
Qué cambió, y por qué eleva su riesgo de precio
Dos cosas se movieron en 2025 que un director de finanzas debería llevar a cualquier negociación de PPA.
Primero, la referencia de precio que un contrato privado sustituye se volvió más cara y más visible. La tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH) de CFE para la zona de Aguascalientes (división Bajío) incluye, con los cargos vigentes desde el 1 de septiembre de 2026, un cargo combinado de capacidad y distribución de 475.05 MXN/kW-mes (377.17 de capacidad más 97.88 de distribución), aproximadamente USD 26/kW-mes, con energía punta total en 2.0620 MXN/kWh, cerca de USD 0.11/kWh (aviso tarifario de la CNE, DOF, 31 de agosto de 2026). Al tipo de cambio FIX de Banxico de 18.4930 MXN por USD del 16 de octubre de 2026, un sitio de 2 MW paga cerca de 950,000 MXN al mes, cerca de USD 51,000, solo en cargos relacionados con la demanda antes de medir un solo kWh. Ese es el número que un PPA tiene que superar.
Segundo, la LSE y su Reglamento, publicados en el DOF el 3 de octubre de 2025 y vigentes desde el 4 de octubre de 2025, redibujaron quién puede generar y vender de forma privada. La antigua estructura legada de autoabasto está cerrada a nuevos participantes, y los titulares de permisos legados tienen hasta el 18 de diciembre de 2026 para registrar su intención de migrar conforme a los lineamientos de SENER modificados en el DOF el 8 de septiembre de 2026. El excedente del autoabasto solo puede venderse a CFE (Artículo 32 de la LSE). Un generador debe representar la capacidad total de la central en el mercado (Artículo 21 de la LSE), y un centro de carga solo puede recibir suministro de una suministradora (Artículo 153 del Reglamento). El umbral de exención de permiso subió de 0.5 MW a 0.7 MW (Artículo 19 de la LSE), y las centrales de 0.7 a 20 MW califican para un trámite simplificado de permiso (Artículo 30 de la LSE). El Artículo 73 de la LSE permite que un centro de carga elegible opte por permanecer en suministro básico. Un Usuario Calificado todavía tiene dos rutas hacia un contrato privado: registrarse como Participante del Mercado y comprar directamente en el MEM, o contratar a través de un Suministrador de Servicios Calificados (SSC) que lleve la interfaz de mercado por usted.
El piso de despacho estatal de 54% es la pieza que cambia el perfil de riesgo de un contrato indexado. Cuando la política reserva más de la mitad de la inyección a la red para generación estatal, el residual despachado por plantas privadas y renovables es menor y queda más expuesto cuando el sistema está tenso. CENACE declaró dos estados operativos de emergencia el 7 de mayo de 2024, cuando las reservas operativas cayeron por debajo del 3% frente al 6% necesario y se reportaron apagones en 21 estados (Mexico News Daily, 8 de mayo de 2024, citando a CENACE). Esas son las horas en que los precios nodales se disparan hacia el extremo de 11,339 MXN/MWh del rango. Un comprador totalmente indexado paga el pico. Un comprador con tope no.
El riesgo es la varianza, no el promedio
Lo que vuelve peligrosa la exposición indexada no es la media. Es la varianza. Tome la semana de CENACE del 2 al 8 de noviembre de 2025 como distribución de referencia. El promedio de nodos distribuidos fue 609.29 MXN/MWh, la zona de Riviera Maya se ubicó en 3,370.06, Cozumel llegó a 11,339.24, y Mazatlán bajó a menos 964.61. Una planta de 2 MW que opera con un factor de carga de 70% a 85%, y consume de 12 a 15 GWh al año, liquida millones de kWh según lo que marque el nodo en cada intervalo. En los intervalos que marcan cerca del máximo de Cozumel, el mismo kWh cuesta aproximadamente 19 veces el promedio semanal.
La tabla siguiente enmarca las dos estructuras puras y un híbrido de collar frente a las dimensiones de riesgo que en realidad discute un comité de compras. Léala tomando como referencia esa misma semana del 2 al 8 de noviembre de 2025 (promedio 586.20, máximo 11,339.24, mínimo menos 964.61 MXN/MWh), y considerando dónde se ubicarían un precio de ejercicio fijo y una banda de collar a lo largo de ese rango.
| Dimensión | PPA de precio fijo | PPA indexado (MEM) | Híbrido collar / tope |
|---|---|---|---|
| Certeza de precio | Alta. MXN/MWh (o USD) conocido durante todo el plazo. Presupuestable al peso. | Baja. Usted paga el precio nodal de CENACE intervalo por intervalo. Ref: promedio 586.20 MXN/MWh pero máximo 11,339 / mínimo −964 en una semana (CENACE, 2 al 8 de noviembre de 2025). | Media. Flotante dentro de una banda de piso y techo que usted negocia. |
| Ventaja si el mercado mayorista baja | Ninguna. Sigue pagando el precio de ejercicio fijo por encima de un mercado bajo. | Total. Usted captura los precios negativos y bajos (Mazatlán −964.61, CENACE, noviembre de 2025). | Parcial. Beneficio hasta el piso, después se detiene. |
| Desventaja si el mercado mayorista se dispara | Ninguna. El generador absorbe el pico. | Total. Usted paga la cola tipo Cozumel. | Limitada al techo que usted fijó. |
| Crédito de contraparte | Necesita que el generador entregue y opere durante 10 a 20 años. La bancabilidad del desarrollador depende de su covenant. | Crédito bilateral menor. El MEM/CENACE es la contraparte de liquidación, pero el riesgo de base es suyo. | Ambos. El vendedor del tope debe estar solvente para el pago en un pico. |
| Plazo típico | 10 a 20 años, el extremo más largo es común en contratos de precio firme (práctica de PPA corporativos, a nuestro juicio). | Más corto o renovable, puede quedar casi al mercado spot. | 10 a 15 años típico, ajustado al horizonte de cobertura. |
| Tratamiento de CEL | Los CEL suelen incluirse en un sobreprecio fijo. 1 CEL = 1 MWh limpio (lineamientos de SENER). | Los CEL con frecuencia se desagregan y tienen precio por separado. | Negociable, comúnmente incluido en el tramo fijo. |
Traduzca eso a la decisión que le corresponde a un director de finanzas. Un PPA privado de precio fijo es una cobertura que usted paga. El sobreprecio sobre el promedio de mercado esperado compra la eliminación de la cola de 11,339 MXN/MWh de su línea de costo durante una década. Un PPA indexado es más barato en promedio y le permite capturar los precios negativos, al costo de asumir usted mismo la cola. El collar es el instrumento intermedio. Usted cede los descuentos más profundos por debajo de un piso a cambio de un techo firme sobre el pico. Para un fabricante cuya economía de planta no puede absorber un trimestre donde la energía cuesta varias veces más que lo presupuestado, el collar convierte una variable sin control en una banda conocida.
Cómo se compara un PPA con el suministro básico de CFE
Un PPA privado compite con permanecer en el suministro básico de CFE bajo GDMTH, no con cero. El suministro calificado por la ruta de Usuario Calificado se ubica entre 15% y 30% por debajo del suministro básico de CFE según el análisis de contratación de Mexico Energy Partners, y el umbral para calificar es un centro de carga en 1,000 kW o más de demanda medida (Reglamento de la LSE, transitorio vigésimo sexto), o sitios agregados que lo alcancen. Ese descuento es el premio. La pregunta que responde un PPA es cuánto de ese descuento conserva usted frente a cuánto riesgo de precio asume para sostenerlo.
Confirmar si sus sitios superan el umbral de 1,000 kW en demanda medida agregada es la puerta antes de que importe cualquier aritmética de fijo frente a indexado, y una llamada breve con un asesor lo resuelve. Hable con un asesor.
Las estructuras físicas y virtuales se dividen sobre la misma línea de falla. Un PPA físico entrega electrones a su carga a través de la red y el SSC o su propio registro de mercado maneja la interfaz con el MEM. Un PPA virtual (financiero) es un contrato por diferencias: la planta vende al MEM, usted compra su energía por separado, y liquida la brecha frente a un precio de ejercicio (US EPA, guía de PPA financieros). Si el precio mayorista supera el precio de ejercicio, el generador le paga la diferencia, y si cae por debajo, usted le paga al generador. La estructura virtual le permite a un comprador fijar precio y asegurar CEL sin recibir entrega física, lo cual importa cuando su carga y el mejor nodo de generación están eléctricamente lejos uno del otro.
Esa distancia es donde vive el riesgo de base, y es el contraargumento a tratar un PPA virtual como una cobertura limpia. La liquidación referencia el precio en el nodo del generador, no en su centro de carga. Si el nodo del generador se desploma hacia el extremo de menos 964.61 MXN/MWh de Mazatlán mientras su centro de carga se mantiene alto, la cobertura rinde por debajo de lo esperado y usted asume ambos tramos (a nuestro juicio). En un mercado donde el piso de 54% concentra el despacho renovable en menos horas y nodos específicos, el riesgo de base y de canibalización no son teóricos. Los nodos con alta penetración solar pueden marcar precios bajos o negativos al mediodía justo cuando un PPA solar virtual está generando el mayor volumen a liquidar.
El tratamiento de los CEL es la línea silenciosa que cambia la comparación. Un CEL equivale a un MWh de energía limpia elegible entregada al sistema nacional conforme a los lineamientos de SENER que siguen vigentes; la Comisión Nacional de Energía, que sustituyó a la CRE en 2025, los emite. Los sujetos obligados, suministradores básicos, suministradores calificados y usuarios calificados que compran directamente en el mercado, deben mantener CEL por una parte de su consumo, una obligación que SENER fijó en 13.9% del consumo para 2025 y 2026 (DOF, 17 de agosto de 2026) y que sigue la meta de 35% de generación limpia para 2030 del Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2030, ahora que la Ley de Planeación y Transición Energética sustituyó a la Ley de Transición Energética. Un PPA renovable de precio fijo suele incluir los CEL dentro del precio de ejercicio, así que un solo contrato cubre tanto el costo de la energía como la obligación de cumplimiento. Un contrato indexado con frecuencia deja los CEL desagregados y con precio por separado, lo cual puede ser una ventaja si usted quiere comerciarlos, y un costo oculto si asumió que venían incluidos con la energía.
Cuándo fijar un precio es la decisión equivocada
El caso para fijar el plazo y poner un tope es sólido bajo un piso de 54%. No es infalible, y un director de compras debería nombrar el escenario que hace que fijar el precio se vea mal.
Si la curva de mercado se suaviza, un comprador de precio fijo paga de más durante años. Si México agrega generación más rápido que la demanda y los promedios nodales de CENACE se asientan por debajo de la referencia de 586.20 MXN/MWh, quien fijó el precio queda por encima del mercado mientras el comprador indexado captura la baja. El contraargumento también tiene un lado de demanda. La demanda pico del verano de 2026 se pronosticó cerca de 54,000 MW con un margen de reserva operativa en el peor escenario cercano a 7%, descrito como apretado por el director de CENACE Ricardo Mota Palomino y el subsecretario de SENER Antonio Rojas Nieto (Expansión, 15 de abril de 2026), y el sistema después marcó un récord de 54,124 MW el 23 de julio de 2026 (CFE, reportado el 11 de agosto de 2026). La transmisión es la restricción que mantiene ese margen tenso: la demanda creció 3.4% en 2022 y 3.5% en 2023 mientras la transmisión se expandió 0.09% y 0.10% en esos mismos años, y la inversión de CFE en transmisión en 2023 se ubicó cerca del 22% de su propio nivel planeado (IMCO, 19 de septiembre de 2024). Una red que se mantiene corta sostiene precios y volatilidad altos, lo cual favorece al comprador que fijó y puso tope. Una red que finalmente se amplía aliviaría ambos.
El segundo riesgo es de contraparte y ejecución. Un PPA fijo de 10 a 20 años vale tanto como la capacidad del generador de entregar y la capacidad del vendedor del tope de pagar en un pico, y la bancabilidad del desarrollador a su vez depende de su covenant. El piso de 54% y el cierre de la ruta legada de autoabasto han reducido el conjunto de proyectos privados nuevos, lo que puede alargar el tiempo para encontrar una contraparte bancable al plazo que usted quiere. Eso es un riesgo de tiempos, no una razón para quedarse al mercado spot.
Cómo estructurar el contrato, y cuándo firmar
Ancle la decisión a su tolerancia para un mal trimestre, y luego estructure a partir de ahí.
Si la economía de su planta no puede sobrevivir un trimestre donde la energía cueste varias veces más que lo presupuestado, no se quede totalmente indexado bajo el piso de 54%. Fije el plazo. Un PPA físico de precio fijo a través de un SSC elimina la cola tipo Cozumel e incluye los CEL en un solo precio de ejercicio, al costo del sobreprecio fijo y la dependencia total del desempeño del generador. Dimensione el plazo en el rango de 10 a 20 años donde se cierran los contratos de precio firme (práctica de PPA corporativos, a nuestro juicio). Fije el precio de ejercicio en función del cargo combinado de GDMTH cercano a 475 MXN/kW-mes más la energía punta cercana a USD 0.11/kWh (aviso tarifario de la CNE vigente desde el 1 de septiembre de 2026) para que el descuento sea explícito en el contrato, no asumido.
Si quiere conservar algo de ventaja de mercado, compre el collar en lugar del precio fijo puro. Negocie un piso y un techo alrededor de la referencia nodal de CENACE, fije el techo por debajo del nivel que rompe su presupuesto, y confirme por escrito que los CEL están incluidos y que la contraparte del techo está solvente para el pago en una semana de pico. Usted cede los descuentos más profundos por debajo del piso. Usted retira la cola.
Si opta por lo virtual para alcanzar un mejor nodo de generación, ponga precio a la base. La liquidación se calcula sobre el nodo del generador, no sobre su carga, así que modele el diferencial entre ese nodo y su centro de carga a lo largo de las horas tensas antes de firmar, y trate el riesgo de base como una línea de costo y no como una nota al pie (a nuestro juicio). Un PPA virtual que ignora la base puede dejarlo pagando ambos tramos cuando el nodo del generador colapsa.
Cualquiera que sea la ruta, verifique primero la vía de calificación. Un centro de carga en 1,000 kW o más puede registrarse como Participante del Mercado o contratar a través de un SSC. El Artículo 73 de la LSE conserva la opción de permanecer en suministro básico si los términos privados no superan a GDMTH lo suficiente para justificar el costo del cambio y la exposición de contraparte. El descuento de 15% a 30% frente al suministro básico de CFE (análisis de contratación de Mexico Energy Partners) es la vara de medir. Si un PPA propuesto no la supera después de poner precio a los CEL y al riesgo que usted conserva, el contrato privado todavía no vale la pena firmarlo.
Revisión de riesgo de contratación de PPA
Mexico Energy Partners somete a prueba de estrés un contrato propuesto frente al riesgo que usted en realidad asumiría, poniendo precio a la banda de tope o collar, la base entre el nodo del generador y su centro de carga, y si los CEL están dentro del precio de ejercicio. Envíe el term sheet en borrador, y la revisión establece por escrito el descuento frente a GDMTH.
Hable con un asesor de Mexico Energy Partners o escriba a info@mexicoenergypartners.com. Mexico Energy Partners no vende equipo y solo recibe honorarios del cliente.
Fuentes
- CENACE, Reporte semanal del MEM 2025.45, semana del 2 al 8 de noviembre de 2025 (PML del mercado del día en adelantado: promedio 586.20 MXN/MWh, promedio en nodos distribuidos 609.29, máximo 11,339.24 en el nodo 08COZ-34.5 (Cozumel), mínimo −964.61 en el nodo 04MZD230 (Mazatlán), zona de carga Riviera Maya 3,370.06).
- CENACE, Reporte semanal del MEM 2026.41, semana del 4 al 10 de octubre de 2026 (PML del mercado del día en adelantado: promedio 1,444.86 MXN/MWh, máximo 13,658.52 en el nodo 08COZ-34.5, mínimo −1,426.06 en el nodo 01VMA-400).
- Ley del Sector Eléctrico, publicada en el DOF el 18 de marzo de 2025 (piso de 54% del Artículo 12 fracción VI, exención de 0.7 MW del Artículo 19, representación de capacidad total del Artículo 21, trámite simplificado de 0.7 a 20 MW del Artículo 30, venta de excedentes a CFE del Artículo 32, opción de suministro básico del Artículo 73). Reglamento publicado en el DOF el 3 de octubre de 2025, vigente desde el 4 de octubre de 2025 (una sola suministradora por centro de carga, Artículo 153; umbral de 1 MW para Usuario Calificado, transitorio vigésimo sexto).
- SENER, Lineamientos de Migración para permisos legados, DOF 18 de junio de 2026, modificados en el DOF el 8 de septiembre de 2026 (registro de intención hasta el 18 de diciembre de 2026). Resumidos por DLA Piper, 22 de septiembre de 2026.
- Greenberg Traurig, análisis de la iniciativa de la LSE, incluido el piso estatal de 54%, 14 de febrero de 2025.
- Comisión Nacional de Energía, tarifas de suministro básico vigentes desde el 1 de septiembre de 2026, DOF 31 de agosto de 2026: GDMTH división Bajío (Aguascalientes), capacidad 377.17 MXN/kW, distribución 97.88 MXN/kW, energía punta total 2.0620 MXN/kWh.
- Banco de México, tipo de cambio FIX, 18.4930 MXN por USD, 16 de octubre de 2026.
- CENACE, declaraciones de emergencia operativa del 7 de mayo de 2024, reportado por Mexico News Daily, 8 de mayo de 2024.
- CENACE y SENER, pronóstico de demanda y margen de reserva del verano de 2026, declaraciones de Ricardo Mota Palomino y Antonio Rojas Nieto, Expansión, 15 de abril de 2026. Demanda récord de 54,124 MW el 23 de julio de 2026, CFE, reportado por Luces del Siglo, 11 de agosto de 2026.
- IMCO, expansión de transmisión frente a crecimiento de demanda 2022 a 2023 e inversión de CFE en transmisión en 2023 en 21.7% de su propio nivel planeado, 19 de septiembre de 2024.
- U.S. EPA, guía de PPA financieros (mecanismo de liquidación por contrato de diferencias, precio de ejercicio).
- SENER, Lineamientos de los Certificados de Energía Limpia (1 CEL = 1 MWh), vigentes bajo la Ley de Planeación y Transición Energética (DOF 18 de marzo de 2025). Acuerdo de SENER que fija el requisito de CEL en 13.9% para 2025 y 2026, DOF 17 de agosto de 2026. Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2030, 35% de generación limpia para 2030. La Comisión Nacional de Energía sustituyó a la CRE en 2025 (Ley de la CNE, DOF 18 de marzo de 2025).
- Análisis de contratación de Mexico Energy Partners (descuento de Usuario Calificado de 15% a 30% frente al suministro básico de CFE, umbral de calificación ≥1,000 kW). Consistente con el rango de 15% a 30% publicado por Energy Insights, 24 de mayo de 2025.