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Energía
El tabulador de la Comisión Nacional de Energía (CNE) fija aprovechamientos de supervisión y servicios que llegan hasta 1.7 millones de pesos anuales para grandes proyectos. Desglosamos quién paga cuánto, por qué cambió y cómo prepararse.
La CNE puso números sobre la mesa y cambió las cuentas del sector: a partir del nuevo tabulador, los proyectos con mayor impacto en el sistema pagarán aprovechamientos más altos por supervisión y servicios. No son impuestos; son cuotas regulatorias que buscan cubrir costos de vigilancia y ordenar un mercado con jugadores de muy distintos tamaños.
El cobro más alto corresponde a la supervisión anual de autorizaciones de importación de electricidad y permisos de suministro con capacidad >200 MW: 1.7 millones de pesos por año.
Le sigue la supervisión de permisos de generación >500 MW, con 1.3 millones anuales, y la supervisión de líneas de transmisión >400 MW, en 1.1 millones.
Para operaciones medianas, el suministro entre 50 y 200 MW pagará 950 mil anuales, y las autorizaciones de importación <50 MW, 740 mil.
Además, el acuerdo incluye modificaciones de permisos, evaluaciones y autorizaciones específicas con cobros menores, que sumados también pesan en los presupuestos.
La lógica del esquema es proporcional al tamaño y riesgo sistémico:
Suministradores e importadores grandes asumen los cargos más altos porque mueven volúmenes y pueden estresar puntos de la red si fallan.
Generadores de gran escala —convencionales o renovables— entran al tramo de 1.3 millones por la supervisión de sus permisos cuando superan 500 MW.
Transmisión estratégica paga 1.1 millones, en línea con el peso que tiene para confiabilidad y reducción de congestiones.
Operadores medianos y pequeños también pagan, pero en rangos que no descarrilan sus finanzas… salvo que no los presupuesten.
En términos prácticos, estos aprovechamientos deben ir en el OPEX regulatorio del proyecto y amarrarse desde el modelo financiero.
Para nueva generación, los cargos empujan a consolidar escalas (evitar proyectos subdimensionados que multiplican trámites) y a optimizar portafolios bajo una sola razón social cuando sea viable.
Para PPA corporativos y suministradores calificados, el costo de supervisión deberá reflejarse en tarifas o asumirse como gasto comercial si se busca competitividad.
Para transmisión, el mensaje es reforzar planificación y mantenimiento: si el tramo es >400 MW, pagará más, pero también tendrá prioridad en la vigilancia y la interlocución técnica.
En importación, los grandes consumidores fronterizos deberán comparar el costo del permiso con opciones locales de abasto, almacenamiento o flexibilidad.
Mapea tu huella regulatoria. Lista todos tus permisos y autorizaciones por empresa y activo; cruza capacidades con los umbrales del tabulador.
Integra el OPEX regulatorio al cash flow del proyecto y a tus tarifas (si eres suministrador). Define quién absorbe el costo y en qué cláusulas.
Evita la fragmentación: donde haga sentido, consolida permisos y actualiza estructuras societarias para no duplicar cobros.
Calendario y compliance: arma un cronograma anual de pagos con responsables y alertas; documenta entregables de supervisión (reportes, auditorías, pruebas).
Stress test: simula escenarios de precio (+/- 5% CAPEX/OPEX) y demanda; verifica que los covenants de deuda toleran el nuevo costo regulatorio.
Ruta de revisión: si tu caso cae en un gris técnico, prepara expediente para aclaraciones o adecuaciones con la autoridad —con métricas del impacto real sobre el SEN.
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