CFE publica la actualización de tarifas de transmisión eléctrica 2026. Análisis técnico sobre su impacto en el Mercado Eléctrico Mayorista y la estructura de costos del sistema.
El Diario Oficial de la Federación publicó el 11 de febrero de 2026 la actualización de las tarifas reguladas que aplicará la Comisión Federal de Electricidad por el servicio público de transmisión durante el periodo del 1 de enero al 31 de diciembre de 2026. Más allá del ajuste anual, el acuerdo tiene implicaciones estructurales para el Mercado Eléctrico Mayorista, la señal de precios en nodos congestionados y la rentabilidad de proyectos de generación.
Las tarifas establecidas son diferenciadas por nivel de tensión y por tipo de operación. Para tensiones mayores a 220 kV, la tarifa de inyección quedó en 0.0607 pesos por kWh y la de retiro en 0.0791 pesos por kWh. Para tensiones menores a 220 kV, la inyección se fijó en 0.1100 pesos por kWh y el retiro en 0.1801 pesos por kWh. Esta estructura refleja la lógica técnica de la red: transportar energía en alta tensión es más eficiente por pérdidas reducidas y mayor capacidad de transferencia, mientras que los niveles inferiores concentran mayor costo por unidad transportada.
Desde una perspectiva de diseño de mercado, la transmisión no es un componente accesorio, sino el eje que permite arbitraje entre regiones con distinta oferta y demanda. La actualización tarifaria influye directamente en el costo total que enfrentan generadores y suministradores para colocar energía en el sistema. En un entorno donde la expansión de generación renovable se acelera, el precio de mover cada kilowatt hora adquiere relevancia estratégica.
El diferencial entre inyección y retiro también es relevante. La tarifa de retiro, particularmente en niveles menores a 220 kV, es significativamente superior a la de inyección. Esto incide en la estructura de costos de usuarios finales y en la configuración de contratos de suministro. Para proyectos de generación, el análisis de ubicación geográfica se vuelve aún más crítico: no es lo mismo inyectar en nodos con acceso a red de alta capacidad que en puntos donde la energía debe recorrer tramos con mayor costo unitario.
La actualización ocurre bajo la metodología publicada en noviembre de 2025 y aprobada por el Comité Técnico correspondiente . El hecho de que el ajuste se fundamente en una metodología regulada introduce certidumbre normativa, pero no elimina el debate estructural sobre suficiencia de inversión en red. Una tarifa técnicamente calculada no garantiza que los ingresos resultantes sean suficientes para cubrir ampliaciones necesarias en transmisión, especialmente si la demanda crece más rápido que la infraestructura.
Para el Mercado Eléctrico Mayorista, el efecto no se limita a un ajuste contable. La transmisión condiciona precios nodales, determina restricciones operativas y define el grado de competencia real entre generadores. Si la red presenta cuellos de botella, los costos marginales locales pueden distanciarse del promedio nacional, afectando señales de inversión y decisiones de financiamiento.
En términos sistémicos, la publicación de tarifas para 2026 confirma que el costo de mover electricidad es un componente estructural del balance energético. El debate sobre suficiencia de generación pierde sentido si no se acompaña de una red capaz de transportar esa energía con eficiencia económica y confiabilidad técnica. La transmisión no es solo un peaje regulado, es la condición material para que el sistema funcione como mercado integrado y no como una suma de islas eléctricas.
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