Acuerdo Alta importancia Energía

Acuerdo por el que la Comisión Nacional de Energía autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales del suministro básico que debe aplicar de manera individual a la Comisión Federal de Electricidad, en su carácter de suministradora de servicios básicos, del 01 de enero al 31 de diciembre de 2026.

01 de abril de 2026
EMPRESAS PUBLICAS DEL ESTADO MEXICANO COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD
Código DOF: 5783862
Materia
Energía
Importancia
Alta
Fecha
2026-04-01
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Análisis SDV Asesores

El acuerdo establece que la Comisión Nacional de Energía autoriza a la Comisión Federal de Electricidad a ajustar las tarifas de suministro básico de electricidad desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2026, en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de la Comisión Nacional de Energía y la Ley del Sector Eléctrico. Esto incluye el cumplimiento de los artículos 25 y 28 de la Constitución, que dictan la regulación y supervisión de la política energética del país. La CFE debe aplicar estos ajustes conforme a los lineamientos establecidos en el acuerdo CT/11.SE/8-2025.

Resumen

Se publica un acuerdo que autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales del suministro básico de electricidad aplicable a la CFE durante 2026.

Texto completo

ACUERDO por el que la Comisión Nacional de Energía autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales del suministro básico que debe aplicar de manera individual a la Comisión Federal de Electricidad, en su carácter de suministradora de servicios básicos, del 01 de enero al 31 de diciembre de 2026. Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Gobierno de México.- Comisión Federal de Electricidad. ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA AUTORIZA EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO QUE DEBE APLICAR DE MANERA INDIVIDUAL A LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, EN SU CARÁCTER DE SUMINISTRADORA DE SERVICIOS BÁSICOS, DEL 01 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2026 Comisión Federal de Electricidad, Empresa Pública del Estado; conforme a lo dispuesto en el artículo 25 fracciones VII y X, y 52, fracción V del Estatuto Orgánico, y en cumplimiento a lo instruido en Acuerdo Octavo del Acuerdo número CT/ 11.SE/8-2025 del 29 de diciembre de 2025 y su alcance, el oficio número F00.02.ST/410/2026 del 23 de enero de 2026, emitidos por la Comisión Nacional de Energía que ordena la publicación en el Diario Oficial de la Federación de dicho Acuerdo, se tiene a bien reproducir el referido ACUERDO CT/11.SE/8-2025, el cual contiene el " ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA AUTORIZA EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO QUE DEBE APLICAR DE MANERA INDIVIDUAL A LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, EN SU CARÁCTER DE SUMINISTRADORA DE SERVICIOS BÁSICOS, DEL 01 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2026 . " Atentamente Ciudad de México, a 23 de enero de 2026. - Encargado de la Coordinación de Mercado Eléctrico Mayorista , Lic. Ricardo Hernández Silguero .- Rúbrica. ACUERDO CT/11.SE/8-2025 JUAN CARLOS SOLÍS ÁVILA, Director General de la Comisión Nacional de Energía, con fundamento en los artículos 25, último párrafo, 28, párrafo noveno y 90, primer párrafo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción I, 17, 26, fracción IX, y 33, último párrafo, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, párrafo primero, 2, 3, 13, 35, fracción I, 38 y 39 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1, 5 y 6 de la Ley Nacional para Eliminar Trámites Burocráticos; 1, 2, párrafo primero, 3, 5, 7, fracciones I, II, III, VI y XXII, 8, fracciones I, VI, VII y IX, 12, 16, fracciones VI, VII, X, XIX, XXIII y XXV, 17, fracciones I, II III, VIII y XIV, 28 de la Ley Comisión Nacional de Energía; 1, 2, párrafo tercero, 3, fracciones XI, XXVI, XXVIII, XXIX, XXXV, XXXVIII, XLIX, LIV, LVII, LX, LXI y LXV, 4, párrafos primero y segundo, fracciones II y VI, 6, fracciones I, II y IX, 7, 11, fracciones IV, XXIX, y XLIX, 61, párrafo tercero, 63, párrafo primero, 68, 79, 80, 115, 158, párrafo segundo, 159, párrafo primero, 160, fracciones I y VI, 161, 165, 177, párrafo primero de la Ley del Sector Eléctrico; 2, inciso F, fracción III, 71, 77 y 78 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía; 1, 2, 4, 7, 9, 10, 12, fracciones IX y XI, 13 y 19 del Reglamento Interior de la Comisión Nacional de Energía; 1, 2 fracciones XXIX, 118, párrafos primero, cuarto y séptimo, 119, párrafos primero y cuarto, 120 párrafo primero, 122, 124, 164 y 171 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico; 7, fracción III , del Acuerdo CT/1.SE/2-2025, por el que se aprobaron las Reglas de Operación del Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía; así como el Acuerdo número CT/11.SE/8-2025 expedido por el Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía, y, CONSIDERANDO Que el artículo 25, último párrafo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos establece que las autoridades de todos los órdenes de gobierno, en el ámbito de su competencia deben implementar políticas públicas de simplificación administrativa y digitalización de trámites y servicios, buenas prácticas regulatorias, desarrollo y fortalecimiento de capacidades tecnológicas y demás objetivos que establezca la ley general en la materia. Que, el artículo 28, párrafo noveno, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, señala que el Poder Ejecutivo Federal, por conducto de la dependencia encargada de conducir y supervisar la política energética del país, cuenta con las atribuciones para llevar a cabo la regulación técnica y económica; así como la facultad sancionadora en materia energética . Que de conformidad con los artículos 1, 2, fracción I, 17, 26, fracción IX y 33 último párrafo de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 2, párrafo primero, de la Ley de la Comisión Nacional de Energía (LCNE); 2, inciso F, fracción III y 71 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía y 2, párrafo primero del Reglamento Interior de la Comisión Nacional de Energía, la Comisión Nacional de Energía (Comisión) es un órgano administrativo desconcentrado, de carácter técnico, sectorizado a la Secretaría de Energía (Secretaría), que cuenta con independencia técnica, operativa, de gestión y de decisión; y tiene por objeto regular, supervisar e imponer sanciones en las actividades del sector energético de conformidad con las disposiciones aplicables en materia de planeación vinculante en el ámbito de su competencia. Que, de conformidad con los artículos 3, de la LCNE; 1, fracción V, 6, fracción II, de la Ley del Sector Eléctrico (LSE) y, 118, párrafo primero, y 119, párrafo cuarto, del Reglamento de la LSE (RLSE), la Comisión en el ejercicio de sus funciones contribuye a: garantizar la soberanía, seguridad, autosuficiencia y Justicia Energética de la Nación acorde con la política energética que establezca la Secretaría; promover que las actividades del sector eléctrico y el reconocimiento de las tarifas eléctricas se realicen bajo criterios de Sostenibilidad y Justicia Energética y; procurar que se provea al pueblo de los Estados Unidos Mexicanos de la electricidad al menor precio posible, evitando Lucro en el Suministro Básico y en la determinación de sus tarifas finales . Que, los artículos 7, fracciones I, III y VI, 8, fracciones I, VI, VII y IX, de la LCNE; y 11, fracción IV, 159, párrafo primero y 177, párrafo primero de la LSE establecen que, la Comisión tiene atribuciones y facultades para emitir resoluciones, acuerdos, criterios de interpretación, directivas, bases y demás actos administrativos necesarios para el desempeño de sus atribuciones, así como vigilar y supervisar su cumplimiento; solicitar a los Sujetos Regulados la información y documentación necesaria que se requiera para el ejercicio de sus atribuciones y cumplimiento de sus funciones; previa opinión favorable de la Secretaría, emitir y aplicar las metodologías para determinar las Tarifas Reguladas, realizar el seguimiento de costos, regular y determinar el cálculo y ajuste , entre otras, de las tarifas de finales del Suministro Básico; así como promover el desarrollo ordenado, continuo y seguro de las actividades de generación de electricidad, los servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica y la comercialización de electricidad. Que, conforme a lo dispuesto por los artículos 2, párrafo tercero, 3, fracción LVII, 4, párrafo primero, 61, párrafo tercero, y 63, párrafo primero de la LSE, el Suministro Básico es una actividad estratégica para el desarrollo nacional que debe contribuir con proveer al pueblo de los Estados Unidos Mexicanos de electricidad al menor precio posible, definida como el Suministro Eléctrico sujeto a regulación tarifaria que se contrate y que no sea Usuario Calificado; asimismo, dicha actividad es de utilidad pública, sujeta a obligaciones de servicio público y universal en términos de la LSE, siendo que, tal suministro sólo puede proveerlo la Empresa Pública del Estado y debe ofrecerse a todas las personas que lo soliciten, siempre que ello sea técnicamente factible y cumpla con las disposiciones aplicables, en condiciones no indebidamente discriminatorias. Que, de acuerdo con el artículo 3, fracciones XXXVIII y LX, de la LSE, el Suministro Eléctrico debe satisfacer la demanda y el consumo de energía eléctrica de las Usuarias Finales, mediante, entre otros, la adquisición de energía eléctrica y Productos Asociados, así como la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica para satisfacer dicha demanda y consumo. Los Productos Asociados corresponden a aquellos vinculados a la operación y desarrollo del sector eléctrico necesarios para la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y Sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional, entre los que se encuentran: potencia, Servicios Conexos, servicios de transmisión y distribución y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, así como los otros productos y derechos de cobro que definan la Ley de Planeación y Transición Energética, y las Reglas del Mercado . Que, los artículos 3, fracción LXI y 158, párrafo segundo de la LSE, establecen que la Comisión debe incluir en los Ingresos Recuperables del Suministro Básico (IR) los costos que resulten de las Tarifas Reguladas, siendo estas definidas como las contraprestaciones establecidas por la Comisión para los servicios de transmisión, distribución, operación de la Suministradora de Servicios Básicos, los costos del servicio de operación, investigación, actualización y desarrollo del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y de los Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista; así como los costos de la energía eléctrica y los Productos Asociados adquiridos para suministrar dicho servicio, incluyendo los que se adquieran por medio de los Contratos de Cobertura Eléctrica, siempre que dichos costos reflejen Prácticas Prudentes. Que, el artículo 160, fracción I, de la LSE, prevé que la determinación y aplicación de las metodologías de las Tarifas Reguladas y tarifas finales del Suministro Básico, tienen como objetivos, entre otros: (i) promover el desarrollo eficiente del sector eléctrico, (ii) garantizar la Continuidad de los servicios, (iii) evitar la discriminación indebida, (iv) promover el acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución cuando sea técnicamente factible y (v) proteger los intereses de los Participantes del Mercado y de las Usuarias Finales. Que, el artículo 165 de la LSE y 118, párrafo cuarto, del RLSE, señalan que la Comisión está facultada para investigar los costos de la energía eléctrica y de los Productos Asociados adquiridos por la Suministradora de Servicios Básicos, incluyendo los que se adquieran por medio de los Contratos de Cobertura Eléctrica y debe garantizar que no se recuperen mediante los IR, los costos que no sean eficientes o que no reflejen Prácticas Prudentes en las decisiones de inversión y operación, así como establecer para las Tarifas Reguladas y tarifas finales del Suministro Básico regulación bajo principios que permitan la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, así como un régimen de competencia, que reflejen eficacia, eficiencia, honestidad, productividad, transparencia y rendición de cuentas. Que, en el artículo 2, de la Ley Nacional para Eliminar Trámites Burocráticos se establecen los objetivos de la política en materia de simplificación administrativa y digitalización de trámites y servicios, entre los que se encuentran, establecer las herramientas, instrumentos y acciones para promover las buenas prácticas regulatorias, así como establecer las obligaciones de las autoridades de los tres órdenes de gobierno para garantizar el cumplimiento de los objetivos de la citada Ley. De igual forma, el artículo 6 de la referida Ley, establece que los sujetos obligados deben regir su actuar en apego, entre otros, a los principios de confianza ciudadana, certeza jurídica, simplificación, proporcionalidad, armonización regulatoria, interoperabilidad de sistemas institucionales, equivalencia funcional, mayor beneficio, utilidad social y accesibilidad; para el cumplimiento de los objetivos de dicha Ley. Que los artículos 120, párrafo primero, y 122 del RLSE establecen que, la Comisión debe publicar en su página electrónica la información relevante del proceso de determinación de las Tarifas Eléctricas, precios y contraprestaciones convencionales y descuentos otorgados, siendo que, la información debe incluir las memorias de cálculo usadas para determinar dichas tarifas, costos y precios; así como expedir, mediante actos administrativos, los formatos y especificaciones para la presentación de la información que permita la determinación de las Tarifas Eléctricas, precios, contraprestaciones y costos. Que el 13 de diciembre de 2024, el Órgano de Gobierno de la extinta Comisión Reguladora de Energía emitió el Acuerdo número A/158/2024 por el que se autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales que aplicará de manera individual a CFE Suministrador de Servicios Básicos y determina la Tarifa Regulada para los Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista aplicables del 1 de enero al 31 de diciembre de 2025. Que, a través de los oficios número F00.06.UE/3681/2025, F00.06.UE/3682/2025, F00.06.UE/3684/2025, y F00.06.UE/ 3685/2025 de fecha 16 de diciembre de 2025, la Comisión determinó las Tarifas Reguladas para el servicio de operación del CENACE, el servicio de operación de la CFE en su carácter de Suministradora de Servicios Básicos, el Servicio Público de Transmisión de Energía Eléctrica, y el Servicio Público de Distribución, respectivamente, todas ellas aplicables del 01 de enero al 31 de diciembre de 2026. Que, mediante el oficio número F00.06.UE/3643/2025 del 12 de diciembre de 2025, la Comisión solicitó a la Secretaría opinión respecto al proyecto de cálculo y ajuste de las tarifas finales del Suministro Básico; y, mediante el diverso número 315.038/2025 del 12 de diciembre de 2025, la Secretaría emitió opinión favorable respecto de este. Que, mediante la Sesión Extraordinaria de 29 de diciembre de 2025, el Comité Técnico de la Comisión aprobó el Acuerdo número CT/11.SE/8-2025 , por el que se autoriza la expedición del presente Acuerdo. Derivado de lo anterior, en el ejercicio de las facultades que el marco jurídico vigente atribuye a la Comisión, se consideró la mejor información disponible que comprende criterios, referencias, insumos, variables y demás elementos relacionados con la determinación de las tarifas y, atendiendo a los principios tarifarios de eficiencia, suficiencia, razonabilidad y estabilidad, se considera necesario autorizar el cálculo y ajuste de las tarifas finales que debe aplicar de manera individual a la CFE en su carácter de Suministradora de Servicios Básicos, lo anterior, con el fin de brindar transparencia y certidumbre al mercado, proteger los intereses de las Usuarias Finales, determinar tarifas finales del Suministro Básico que promuevan la Justicia Energética y eviten el lucro, y promover el desarrollo eficiente de la industria, por lo que, tengo a bien emitir el siguiente: ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA AUTORIZA EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO QUE DEBE APLICAR DE MANERA INDIVIDUAL A LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, EN SU CARÁCTER DE SUMINISTRADORA DE SERVICIOS BÁSICOS, DEL 01 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2026 PRIMERO. Se autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales del Suministro Básico que debe aplicar de manera individual a la Comisión Federal de Electricidad en su carácter de Suministradora de Servicios Básicos, del 01 de enero al 31 de diciembre de 2026. SEGUNDO. El presente Acuerdo debe ser aplicado por la Comisión Nacional de Energía para determinar las tarifas finales que le aplican a la Comisión Federal de Electricidad en su carácter de Suministradora de Servicios Básicos, del 01 de enero al 31 de diciembre de 2026. TERCERO. La Comisión Federal de Electricidad, en su carácter de Suministradora de Servicios Básicos, debe aplicar en sus procesos de facturación los cargos de capacidad y las Tarifas Reguladas para el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica en los términos establecidos en el cálculo y ajuste del presente Acuerdo. CUARTO. La Comisión Federal de Electricidad, en su carácter de Suministradora de Servicios Básicos, debe entregar a la Comisión Nacional de Energía, la información requerida para aplicar el mecanismo de revisión, actualización y reconocimiento de los costos de generación de sus Centrales Eléctricas y Productores Independientes de Energía para el Suministro Básico, del Mercado Eléctrico Mayorista, de las Subastas de Largo Plazo y de los Pequeños Sistemas Eléctricos, de conformidad con lo establecido en el numeral cuarto del cálculo y ajuste de las tarifas finales del Suministro Básico referido en el acuerdo Primero del presente instrumento, a más tardar los días 20 (veinte) de cada mes. Cuando el día 20 sea inhábil, la información en comento se debe entregar a más tardar el día hábil siguiente. En caso de que la Comisión Federal de Electricidad no entregue la información de mérito en tiempo o no cumpla con las características requeridas, la Comisión Nacional de Energía debe realizar el cálculo y ajuste de las tarifas finales con la mejor información disponible. QUINTO. El Titular de la Unidad de Electricidad debe determinar mensualmente las tarifas finales del Suministro Básico conforme al cálculo y ajuste establecido en el presente Acuerdo y notificar el valor de estas a la Comisión Federal de Electricidad, dentro de los 10 (diez) días hábiles anteriores al mes de su aplicación. SEXTO. La Comisión Nacional de Energía, mensualmente, en un plazo no mayor a 20 (veinte) días hábiles posteriores a la notificación referida en el acuerdo inmediato anterior, debe publicar, en su página electrónica, la memoria de cálculo utilizada para determinar las tarifas finales del Suministro Básico. SÉPTIMO. La Comisión Federal de Electricidad debe publicar mensualmente a través de su página electrónica, las tarifas finales del Suministro Básico en un plazo no mayor a 2 (dos) días hábiles posteriores a la notificación a la que se refiere el acuerdo Quinto el presente Acuerdo. OCTAVO. La Comisión Federal de Electricidad debe publicar en el Diario Oficial de la Federación el presente Acuerdo con el objetivo de cumplir con el criterio de máxima publicidad, en un plazo no mayor a 20 (veinte) días hábiles posteriores al 01 de enero de 2026. La aplicación del presente Acuerdo no está sujeta a la realización de dicha publicación. La Comisión Federal de Electricidad debe informar mediante escrito a la Comisión Nacional de Energía, el cumplimiento de dicha instrucción dentro de los 5 (cinco) días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la Federación. NOVENO. Notifíquese el presente Acuerdo a la Comisión Federal de Electricidad a través de los medios oficiales previstos en el marco normativo vigente. Además, hágase de su conocimiento que, el presente acto administrativo puede impugnarse a través de los medios previstos en las disposiciones legales aplicables de conformidad con el artículo 28 de la Ley de la Comisión Nacional de Energía. En vía jurisdiccional puede ser el juicio de amparo indirecto o el juicio contencioso administrativo, ante los órganos jurisdiccionales del Poder Judicial de la Federación o el Tribunal Federal de Justicia Administrativa, dentro del plazo establecido en la Ley de Amparo, Reglamentaria de los artículos 103 y 107 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos o el previsto en la Ley Federal de Procedimiento Contencioso Administrativo. Asimismo, el expediente respectivo se encuentra y puede ser consultado en las oficinas de la Comisión Nacional de Energía, ubicadas en Avenida Insurgentes, Número 20, de la Glorieta de los Insurgentes, Colonia Roma Norte, C.P. 06700, Alcaldía Cuauhtémoc, Ciudad de México. DÉCIMO. Queda sin efectos el Acuerdo número A/158/2024 del 13 de diciembre de 2024, así como las demás disposiciones que se opongan a lo determinado en el presente Acuerdo. DÉCIMO PRIMERO. Inscríbase el presente Acuerdo bajo el número CT/11.SE/8-2025 en el Registro Público al que se refieren los artículos 7, fracción XXI de la Ley de la Comisión Nacional de Energía, y 27, primer párrafo, fracciones XI y XII, del Reglamento Interior de la Comisión Nacional de Energía. CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO QUE DEBE APLICAR DE MANERA INDIVIDUAL A LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, EN SU CARÁCTER DE SUMINISTRADORA DE SERVICIOS BÁSICOS, DEL 01 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2026 A. ELEMENTOS PARA EL CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO Los componentes de las tarifas finales del Suministro Básico son las Tarifas Reguladas, el cargo de Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista (SCnMEM), así como los cargos de generación (energía y capacidad) que resultan de los costos de la energía eléctrica y los Productos Asociados adquiridos para atender la demanda de las usuarias del Suministro Básico. Los cargos de generación que forman parte de las tarifas finales del Suministro Básico se deben determinar mensualmente con base en los costos de generación de energía eléctrica y Productos Asociados adquiridos para el Suministro Básico del 2026 , los cuales se integran por: (i) los costos de Generación de las Centrales Eléctricas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y los costos de las Productoras Independientes de Energía (PIE) (ii) los costos de Contratos de Cobertura Eléctrica mediante Subastas de Largo Plazo (SLP), (ii) los costos de la energía, Potencia, y otros Productos Asociados adquiridos en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y (iii) los costos de generación de los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE). La Comisión Nacional de Energía (Comisión) realizó un ejercicio de estimación de los costos de generación de energía eléctrica y Productos Asociados para el Suministro Básico del 2026, conforme al cálculo y ajuste establecido en el presente Acuerdo, con la finalidad de que con base en dicha estimación se realice la actualización mensual de los cargos de generación que permitan un equilibrio entre los objetivos de eficiencia y la adecuada recuperación de costos del servicio de Suministro Básico, siempre que éstos reflejen Prácticas Prudentes. En la estimación se consideró, principalmente, lo siguiente: - Costos de las centrales de CFE y PIE estimados con base en las variables, factores de ajuste, mecanismo de pago y valores de las Centrales Eléctricas Legadas y Centrales Externas Legadas. - Costos de los Contratos de Cobertura Eléctrica celebrados a través de las SLP, estimados con base en la información disponible de los proyectos adjudicados en las SLP realizadas en los años 2015, 2016 y 2017. - Costos de energía, Potencia y otros Productos Asociados en el MEM, estimados con base en los Precios Implícitos esperados para 2026 y el comportamiento esperado del costo de la Potencia para el Suministro Básico. - Costos de generación de los PSE, estimados a partir de la información de costos disponible de enero de 2018 a octubre de 2025. En función del comportamiento de los costos de generación de energía eléctrica y Productos Asociados que se presente durante el 2026, las tarifas finales del Suministro Básico que determine la Comisión deben actualizarse mediante un esquema de precios relativos constantes, el cual consiste en ajustar mensualmente los cargos de generación conforme a los costos de generación reportados por la CFE, manteniendo la diferencia relativa entre los cargos de generación aplicados en el mes inmediato anterior. Asimismo, y a efecto de que las tarifas finales del Suministro Básico permitan la recuperación de los costos de generación en los que se incurre para la prestación del Suministro Básico, la Comisión estima necesario incorporar los mecanismos de revisión, actualización y reconocimiento de los costos de las centrales de CFE y PIE, del MEM, de las SLP y de los PSE, con el objetivo de reconocer los costos excedentes o faltantes, y ajustar los cargos de generación, a partir de la evidencia documental que la CFE entregue mensualmente a esta Comisión bajo los términos establecidos en el presente Acuerdo. El saldo del diferencial de los costos de generación reconocidos por la Comisión y reportados por la CFE, correspondiente al periodo de enero de 2021 a octubre de 2025, es de $34,428,541,687.45 (treinta y cuatro mil cuatrocientos veintiocho millones, quinientos cuarenta y un mil, seiscientos ochenta y siete pesos 45/100 Moneda Nacional), dicho diferencial deriva de costos por acreditar por la adquisición de energía eléctrica y Potencia para el Suministro Básico. El saldo del diferencial de los costos de generación señalados en el párrafo anterior del presente Acuerdo, así como los diferenciales que se generen en 2026, se pueden repartir hasta en 24 (veinticuatro) meses para su reconocimiento en la determinación de las tarifas finales, a fin de mantener la estabilidad tarifaria, reconocer los costos del Suministro Básico, brindar certidumbre, proteger los intereses de las Usuarias Finales y promover el desarrollo eficiente de la industria eléctrica. Si al cierre del 2026 existiera algún diferencial en los costos de generación, esté puede ser considerado en la determinación de las tarifas finales por la Comisión para el 2027. B. CÁLCULO Y AJUSTE DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO CONTENIDO 1. ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO 1.1. Componentes. 1.2. Categorías Tari farias. 1.3. Divisiones tarifarias 1.4. Cargos de las TFSB 2. COMPONENTES DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO 2.1. Tarifas Reguladas para el Servicio Público de Tra nsmisión de Energía Eléctrica 2.2. Tarifas Reguladas para el Servicio Público de Dist ribución de Energía Eléctrica 2.3. Tarifas Reguladas para el servicio de operación de la Sumini stradora de Servicios Básicos 2.4. Tarifa Regulada para el servicio de operación del Centro N acional de Control de Energía 2.5. Cargo por Servicios Conexos no incluidos en e l Mercado Eléctrico Mayorista 2.6. Cargo de Generación 2.6.1. Cargo de Energía 2.6.2. Cargo de Capacidad 2.7. Otras consideraciones 3. PARÁMETROS Y VARIABLES 3.1. Parámetros 3.2. Variables 3.3. Costos de gene ración estimados para el 2026 3.4. Cargos de generación 4. MECANISMO DE REVISIÓN, ACTUALIZACIÓN Y RECONOCIMIENTO DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN 4.1. Reconocimiento de los costos de las Centrales Eléctricas de la CFE 4.2. Reconocimiento de los costos del MEM 4.3. Reconocimiento de los costos de las SLP 4.4. Reconocimiento de otros costos 4.5. Información requerida, calendario de revisión y reconocimiento de los costos de generación 5. CRITERIOS DE APLICACIÓN DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO 5.1. Cobro por Capacidad 5.2. Cobro por Distribución 5.3. Cargos Tarifarios 5.4. Tensión de suministro 5.5. Factor de Potencia 5.6. Contratación y facturación de los servicios por temporadas 5.7. Equivalencias para la determinación de la potencia en Watts 5.8. Controversias 5.9. Correspondencia entre municipios y divisiones tarifarias 5.10. Correspondencias tarifarias 5.11. Características de las categorías tarifarias 1. ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO 1.1. Componentes. Las Tarifas Finales del Suministro Básico (TFSB) se componen de la siguiente manera (1) : Donde: Tarifa Final del Suministro Básico de la división , categoría tarifaria , para el mes . Tarifa Regulada para el Servicio Público de Transmisión de Energía Eléctrica correspondiente a la categoría tarifaria . Tarifa Regulada para el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica correspondiente a la división , categoría tarifaria . Tarifa Regulada para el servicio de operación del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Tarifa Regulada para el servicio de operación de la Suministradora de Servicios Básicos de la división , categoría tarifaria . Cargo por Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Cargo de generación de la división , categoría tarifaria , del mes . Cargo de energía de la división , categoría tarifaria , del mes . Cargo de capacidad de la división , categoría tarifaria , en el mes . Cada una de las 17 divisiones tarifarias. Cada una de las 12 categorías tarifarias. Mes de aplicación de la TFSB. 1.2. Categorías Tarifarias. Las usuarias se agrupan de acuerdo con sus características de consumo, nivel de demanda (pequeña y gran demanda), nivel de tensión al que se conectan (baja, media y alta) y tipo de medición con que cuentan (ordinaria y horaria). De esta forma se establecen las siguientes 12 (doce) categorías tarifarias que se muestran en la Tabla 1. Tabla 1 Tabla 1. Categorías Tarifarias Categoría Descripción Categoría anterior* DB1 Doméstico en Baja Tensión, consumiendo hasta 150 kWh-mes 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F DB2 Doméstico en Baja Tensión, consumiendo más de 150 kWh-mes 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, DAC PDBT Pequeña Demanda (hasta 25 kW-mes) en Baja Tensión 2, 6 GDBT Gran Demanda (mayor a 25 kW-mes) en Baja Tensión 3, 6 APBT Alumbrado Público en Baja Tensión 5, 5A RABT Riego Agrícola en Baja Tensión 9, 9CU, 9N APMT Alumbrado Público en Media Tensión 5, 5A RAMT Riego Agrícola en Media Tensión 9M, 9CU, 9N GDMTO Gran Demanda (menor a 100 kW-mes) en Media Tensión Ordinaria OM, 6 GDMTH Gran Demanda (igual o mayor a 100 kW-mes) en Media Tensión Horaria HM, HMC, 6 DIST Demanda Industrial en Subtransmisión HS, HSL DIT Demanda Industrial en Transmisión HT, HTL *Categorías tarifarias del esquema anterior de Comisión Federal de Electricidad (CFE) que corresponden con cada una de las categorías tarifarias establecidas en el presente Acuerdo. Fuente: Elaborado por la Comisión. 1.3. Divisiones tarifarias Las TFSB se clasifican en 17 (diecisiete) divisiones tarifarias como se muestran en la Figura 1. Figura 1. Divisiones tarifarias Fuente: Elaborado por la Comisión 1.4. Cargos de las TFSB Cada categoría tarifaria se integra por cargos únicos (por usuaria), cargos fijos (por demanda) y cargos variables (por energía consumida), que reflejan la naturaleza del costo en cada componente de las TFSB y se adaptan a las características de consumo y medición de cada usuaria como se muestra en la Figura 2. Figura 2. Cargos de las TFSB 1 / En función del tipo de medición de la usuaria. 2 / El cargo de semipunta se aplica únicamente en la división de Baja California. Fuente: Elaborado por la Comisión. 2. COMPONENTES DE LAS TARIFAS FINALES DEL SUMINISTRO BÁSICO 2.1. Tarifas Reguladas para el Servicio Público de Transmisión de Energía Eléctrica Las se aplican sobre la energía consumida (kWh), de acuerdo con el nivel de tensión al que se encuentren conectados las usuarias: a. Las categorías DB1, DB2, PDBT, GDBT, APBT, RABT, APMT, RAMT, GDMTO, GDMTH y DIST pagan el cargo correspondiente al nivel de tensión menor a 220 kV. b. La categoría DIT paga el cargo correspondiente a tensiones mayores o iguales a 220 kV. 2.2. Tarifas Reguladas para el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica Las se aplican únicamente a usuarias conectadas en media y baja tensión sobre la energía consumida (kWh) o la demanda (kW) conforme a lo siguiente: a. Usuarias con tarifa aplicable por energía consumida: DB1, DB2, PDBT, APBT y RABT. b. Usuarias con tarifa aplicable por demanda: GDBT, APMT, RAMT, GDMTO y GDMTH. Los criterios de aplicación de las se señalan en el numeral 5.2. del presente Acuerdo. En las categorías PDBT, APBT, RABT, APMT, RAMT, GDMTO y GDMTH, se debe considerar lo siguiente: a. Para las categorías tarifarias PDBT, APBT y RABT se deben aplicar las tarifas señaladas en el Acuerdo número A/074/2015, el que lo sustituya o modifique, para la categoría PDBT. b. Para las categorías tarifarias APMT, RAMT, GDMTO y GDMTH se deben aplicar las tarifas señaladas en el Acuerdo número A/074/2015, el que lo sustituya o modifique, para la categoría GDMT. 2.3. Tarifas Reguladas para el servicio de operación de la Suministradora de Servicios Básicos Las son un importe único mensual expresado en pesos por mes, independiente del nivel de consumo o demanda de la usuaria. 2.4. Tarifa Regulada para el servicio de operación del Centro Nacional de Control de Energía La se aplica en todas las categorías y divisiones tarifarias sobre la energía consumida (kWh), y corresponde a la tarifa aplicable a las Entidades Responsables de Carga que determine la Comisión Nacional de Energía (Comisión). 2.5. Cargo por Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista El se aplica en todas las categorías y divisiones tarifarias sobre la energía consumida (kWh). El cargo para SCnMEM en 2026 es de 0.0069 $/kWh, que debe aplicar la Suministradora de Servicios Básicos hasta en tanto se expidan las disposiciones administrativas de carácter general que refiere el artículo 158, fracción V, de la Ley del Sector Eléctrico. 2.6. Cargo de Generación El se compone de un cargo de energía y un cargo de capacidad . 2.6.1. Cargo de Energía El se aplica a todas las divisiones y categorías tarifarias y se establece como un cargo variable único para aquellas categorías con medición simple (ordinaria) y como cargos variables por periodo horario (base, intermedio, punta y semipunta) para las categorías con medición horaria. a. Categorías con cargo de energía ordinario: DB1, DB2, PDBT, GDBT, APBT RABT, APMT, RAMT y GDMTO. b. Categorías con cargo de energía horario: GDMTH, DIST y DIT. 2.6.2. Cargo de Capacidad El se aplica con base en lo siguiente: a. Categorías con cargo aplicable sobre energía consumida (kWh): DB1, DB2, PDBT, APBT, RABT y APMT. b. Categorías con cargo aplicable sobre demanda (kW): GDBT, RAMT, GDMTO, GDMTH, DIST y DIT. Los criterios de aplicación del cargo de capacidad se señalan en el numeral 5.1. del presente Acuerdo. 2.7. Otras consideraciones 2.7.1. Las Tarifas Reguladas para los servicios de distribución y operación de la Suministradora de Servicios Básicos aplicables para la división tarifaria de Baja California Sur son las correspondientes a la división tarifaria de Baja California. 2.7.2. En materia de Tarifas Reguladas, se aplican las que expida la Comisión para el periodo tarifario vigente. 3. PARÁMETROS Y VARIABLES 3.1. Parámetros 3.1.1. Los parámetros son insumos para el cálculo y ajuste de los cargos de generación que no cambian con la misma periodicidad con la que se determinan dichos cargos (mensualmente); algunos pueden cambiar anualmente o en el momento en el que se cuente con nueva información. Los parámetros considerados para el cálculo de los cargos de generación son: a. Factores de carga. b. Factores de pérdidas. c. Factores de diversidad. d. Periodos horarios. 3.1.2. Factores de carga. a. El factor de carga es la relación entre la carga promedio en un tiempo determinado y la carga máxima registrada en el mismo periodo de una categoría tarifaria. b. Los factores de carga que se utilizan para determinar los cargos de capacidad son los de la Tabla 2: Tabla 2 Factores de Carga Categoría tarifaria Factor de carga DB1 0.59 DB2 0.59 PDBT 0.58 GDBT 0.49 APBT 0.50 RABT 0.50 APMT 0.50 RAMT 0.50 GDMTO 0.55 GDMTH 0.57 DIST 0.74 DIT 0.71 Fuente: CFE. 3.1.3. Factores de pérdidas. a. Se aplican los factores de pérdidas contenidos en el Anexo E del Acuerdo número A/074/2015, el que lo modifique o lo sustituya (2) , dado que la facturación a la Usuaria Final se efectúa con base en el consumo medido. b. La estimación de las pérdidas por potencia se realiza a partir de la energía consumida y el factor de carga de la categoría tarifaria correspondiente, mediante la aplicación de la fórmula Buller-Woodrow (3) . La fórmula relaciona el factor de carga de la energía con el factor de carga de las pérdidas de dicha etapa, de la siguiente manera: Donde: Factor de carga de las pérdidas de la categoría tarifaria . Factor de carga de la categoría tarifaria . c. Las pérdidas por potencia resultan de la siguiente expresión: Donde: Pérdidas por potencia en la división , de la categoría tarifaria . Factor de pérdidas del nivel de tensión correspondiente. Energía eléctrica consumida en la división , de la categoría tarifaria . Factor de carga de las pérdidas de la categoría tarifaria . Número de días del mes correspondiente. d. A partir de la energía eléctrica consumida por división y categoría tarifaria , se estima la demanda correspondiente, así como la demanda no coincidente: Donde: Demanda máxima mensual de energía en la división , de la categoría tarifaria . Energía eléctrica consumida en la división , de la categoría tarifaria . Factor de carga de la categoría tarifaria . Número de días del mes correspondiente. Demanda no coincidente mensual de energía en la división , de la categoría tarifaria . Factor de elevación por potencia en la división , de la categoría tarifaria , que se calcula como sigue: e. La demanda coincidente mensual de la división , para la categoría tarifaria es determinada de la siguiente manera: Donde: Demanda coincidente mensual en la división , de la categoría tarifaria . Demanda no coincidente mensual de energía en la división , de la categoría tarifaria . Factor de diversidad de la categoría tarifaria . 3.1.4. Factores de Diversidad a. Los factores de diversidad por categoría tarifaria se muestran en la Tabla 3. Tabla 3 Factor de Diversidad Categoría DB1 1.00 DB2 1.01 PDBT 1.18 GDBT 1.29 APBT 1.00 RABT 1.05 APMT 1.00 RAMT 1.05 GDMTO 1.05 GDMTH 1.25 DIST 1.35 DIT 2.50 Fuente: CFE. 3.1.5. Periodos Horarios a. Se establecen los periodos horarios base, intermedio, punta y semipunta (4) por sistema interconectado y temporada del año para las categorías con medición horaria GDMTH, DIST y DIT, con el fin de realizar un cargo diferenciado según el periodo de tiempo en el que el costo de generación es más alto. b. Se asignan los periodos horarios en cada uno de los tres sistemas: Sistema Interconectado Baja California (BC), Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS) y Sistema Interconectado Nacional (SIN). c. Los periodos horarios de los sistemas interconectados de BC y BCS se deben aplicar en las divisiones tarifarias del mismo nombre; los periodos horarios del SIN se deben aplicar en el resto de las divisiones. d. Las temporadas del año en cada uno de los sistemas para los que se definen los periodos horarios, se muestran en la Tabla 4: Tabla 4 Temporadas del año Sistema Categoría tarifaria Temporada Periodo Baja California GDMTH, DIST y DIT Verano Del primero de mayo al sábado anterior al último domingo de octubre. Invierno Del último domingo de octubre al 30 de abril. Baja California Sur GDMTH, DIST y DIT Verano Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre. Invierno Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril. SIN GDMTH Verano Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre. Invierno Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril. DIST y DIT Primavera Del primero de febrero al sábado anterior al primer domingo de abril. Verano Del primer domingo de abril al 31 de julio. Otoño Del primero de agosto al sábado anterior al último domingo de octubre. Invierno Del último domingo de octubre al 31 de enero. e. Los periodos horarios base, intermedio, punta y semipunta por sistema interconectado y temporada del año para las categorías tarifarias con medición horaria se definen en las Tabla 5, 6 y 7, respectivamente. Tabla 5 Categoría GDMTH Sistema Interconectado Baja California Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 14:00 18:00 - 24:00 14:00 - 18:00 Sábado 0:00 - 24:00 Domingo y festivo(5) 0:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 17:00 22:00 - 24:00 17:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 18:00 21:00 - 24:00 18:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 24:00 Sistema Interconectado Baja California Sur Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 12:00 22:00 - 24:00 12:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 19:00 22:00 - 24:00 19:00 - 22:00 Domingo y festivo(6) 0:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 18:00 22:00 - 24:00 18:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 18:00 21:00 - 24:00 18:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 21:00 - 24:00 19:00 - 21:00 Sistema Interconectado Nacional Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 20:00 22:00 - 24:00 20:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 7:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 19:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 18:00 22:00 - 24:00 18:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 8:00 8:00 - 19:00 21:00 - 24:00 19:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 18:00 18:00 - 24:00 Tabla 6 Categoría DIST Sistema Baja California Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Semipunta Punta Lunes a viernes 0:00 - 12:00 22:00 - 24:00 12:00 - 14:00 18:00 - 22:00 14:00 - 18:00 Sábado 0:00 - 24:00 Domingo y festivo(7) 0:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 17:00 22:00 - 24:00 17:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 18:00 21:00 - 24:00 18:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 24:00 Sistema Baja California Sur Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 12:00 22:00 - 24:00 12:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 19:00 22:00 - 24:00 19:00 - 22:00 Domingo y festivo * 0:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 18:00 22:00 - 24:00 18:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 18:00 21:00 - 24:00 18:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 21:00 - 24:00 19:00 - 21:00 Sistema Interconectado Nacional Temporada de primavera Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 19:00 22:00 - 24:00 19:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 7:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 23:00 - 24:00 19:00 - 23:00 Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 1:00 - 6:00 0:00 - 1:00 6:00 - 20:00 22:00 - 24:00 20:00 - 22:00 Sábado 1:00 - 7:00 0:00 - 1:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo(8) 0:00 - 19:00 19:00 - 24:00 Temporada de otoño Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 19:00 22:00 - 24:00 19:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 7:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 23:00 - 24:00 19:00 - 23:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 18:00 22:00 - 24:00 18:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 8:00 8:00 - 19:00 21:00 - 24:00 19:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 18:00 18:00 - 24:00 Tabla 7 Categoría DIT Sistema Baja California Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Semipunta Punta Lunes a viernes 0:00 - 13:00 23:00 - 24:00 17:00 - 23:00 13:00 - 17:00 Sábado 0:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 17:00 22:00 - 24:00 17:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 18:00 21:00 - 24:00 18:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 24:00 Sistema Baja California Sur Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 12:30 22:30 - 24:00 12:30 - 22:30 Sábado 0:00 - 19:30 22:30 - 24:00 19:30 - 22:30 Domingo y festivo(9) 0:00 - 24:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 18:00 22:00 - 24:00 18:00 - 22:00 Sábado 0:00 - 18:00 21:00 - 24:00 18:00 - 21:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 21:00 - 24:00 19:00 - 21:00 Sistema Interconectado Nacional Temporada de primavera Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 19:30 22:30 - 24:00 19:30 - 22:30 Sábado 0:00 - 7:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 23:00 - 24:00 19:00 - 23:00 Temporada de verano Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 1:00 - 6:00 0:00 - 1:00 6:00 - 20:30 22:30 - 24:00 20:30 - 22:30 Sábado 1:00 - 7:00 0:00 - 1:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 19:00 - 24:00 Temporada de otoño Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 19:30 22:30 - 24:00 19:30 - 22:30 Sábado 0:00 - 7:00 7:00 - 24:00 Domingo y festivo * 0:00 - 19:00 23:00 - 24:00 19:00 - 23:00 Temporada de invierno Día de la semana Base Intermedio Punta Lunes a viernes 0:00 - 6:00 6:00 - 18:30 22:30 - 24:00 18:30 - 22:30 Sábado 0:00 - 8:00 8:00 - 19:30 21:30 - 24:00 19:30 - 21:30 Domingo y festivo(10) 0:00 - 18:00 18:00 - 24:00 3.2. Variables 3.2.1. Las variables son insumos para el cálculo de los cargos de generación que cambian con la misma periodicidad con la que se determinan los cargos de energía y capacidad (mensualmente). Las variables consideradas para el cálculo de los cargos de generación son: a. Ventas de energía eléctrica. b. Usuarias atendidas. c. Precios Implícitos. d. Costos de generación. 3.2.2. Ventas de energía eléctrica a. Las ventas de energía eléctrica se estiman con base en la información mensual de ventas del periodo de enero de 2014 a octubre de 2025, por categoría y división tarifaria, proporcionada por la CFE. b. Se analiza y evalúa el comportamiento de las ventas de energía eléctrica para identificar las características que definen la estacionalidad y variaciones mensuales. c. Se estiman las ventas de energía eléctrica para los meses de noviembre y diciembre de 2025, con una tasa de crecimiento anual de -0.47%. d. Se calculan las variaciones de las ventas de energía eléctrica por categoría tarifaria del año n respecto al año n-1 del periodo 2017 - 2025. e. Se obtienen Tasas de Crecimiento Anual para el año n por categoría tarifaria j con base en el promedio de las variaciones anuales mencionadas en el punto anterior, las cuales se muestran en la Tabla 8. Tabla 8 Tasas de crecimiento anual de las ventas de energía eléctrica 2017-2025 Categoría Tarifaria TCA DB1 3.38% DB2 3.53% PDBT 1.08% GDBT -4.61% APBT 1.18% RABT 31.39% APMT -12.59% RAMT 0.57% GDMTO 0.32% GDMTH -0.21% DIST -3.45% DIT -11.00% Fuente: Elaborado por la Comisión con información de CFE. f. Se aplican las a las ventas de energía eléctrica por categoría tarifaria de 2025 para obtener la estimación de ventas de energía eléctrica de 2026, conforme a lo siguiente: Donde: Ventas de energía en la división , del año y categoría . Ventas de energía en la división , del año y categoría . Tasa de crecimiento anual del año y categoría . g . Las ventas de energía eléctrica estimadas para 2026 se presentan en la Tabla 9. Tabla 9 Ventas de energía eléctrica estimadas (GWh), 2026 División ene feb mar abr may jun jul ago sept oct nov dic Baja California 1,012 985 1,006 1,044 1,167 1,431 1,687 1,746 1,704 1,416 1,104 931 Baja California Sur 215 198 210 219 251 286 344 384 376 367 300 237 Bajío 1,716 1,764 1,877 1,892 2,064 1,891 1,750 1,783 1,723 1,776 1,797 1,614 Centro Occidente 647 647 661 684 748 688 610 648 639 652 647 630 Centro Oriente 917 876 908 914 917 881 889 925 938 932 916 868 Centro Sur 649 637 698 702 748 773 754 703 716 684 665 638 Golfo Centro 660 658 702 754 860 887 865 879 887 874 798 695 Golfo Norte 1,935 1,978 2,114 2,174 2,560 2,854 3,102 3,227 3,104 3,025 2,440 1,919 Jalisco 1,211 1,156 1,244 1,261 1,359 1,384 1,348 1,344 1,317 1,344 1,292 1,219 Noroeste 949 946 964 1,084 1,383 1,822 2,194 2,388 2,367 2,203 1,785 1,202 Norte 1,162 1,339 1,489 1,721 1,919 2,011 1,922 2,074 1,801 1,569 1,291 1,143 Oriente 765 741 832 849 1,014 1,017 1,103 1,000 1,069 918 893 789 Peninsular 887 875 966 1,041 1,182 1,285 1,286 1,256 1,231 1,179 1,093 950 Sureste 788 781 832 887 965 984 1,001 990 1,003 984 899 829 Valle de México Centro 620 632 645 666 690 667 655 663 651 679 629 627 Valle de México Norte 833 802 862 839 883 865 864 864 851 866 847 791 Valle de México Sur 759 755 775 776 815 818 794 794 784 813 762 739 Total 15,726 15,768 16,787 17,507 19,526 20,544 21,169 21,668 21,162 20,284 18,158 15,821 Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Elaborado por la CNE con información de CFE. 3.2.3. Usuarias atendidas a. Las usuarias atendidas se estiman con base en la información mensual de usuarias del periodo enero de 2021 a octubre de 2025, por categoría y división tarifaria, proporcionada por la CFE. b. Se analiza y evalúa el comportamiento de las usuarias atendidas para identificar las características que definen el patrón y variación mensual. c. Se obtuvieron los promedios anuales de 2021 a 2025 y se definió una por categoría para las usuarias atendidas que se muestran en la Tabla 10. Tabla 10 Tasas de crecimiento anual de las usuarias atendidas 2021-2025 Categoría Tarifaria TCA DB1 1.95% DB2 1.81% DIST -4.12% DIT -3.68% GDBT -0.57% GDMTH 2.79% GDMTO 2.28% PDBT 1.38% APBT -0.70% APMT -0.70% RABT -4.72% RAMT 13.38% Fuente: Elaborado por la Comisión con información de la CFE. d. Para efectos del ejercicio 2026, se estimó el número de usuarias atendidas de noviembre 2025 a diciembre 2026 por categoría y división tarifarias, a partir de la tasa de crecimiento periódica mensual . e. Las usuarias atendidas estimadas de 2026 se presentan en la Tabla 11. Tabla 11 Usuarias atendidas estimadas (miles), 2026 División ene feb mar abr may Jun jul ago sept oct nov dic Baja California 1,726 1,728 1,731 1,734 1,736 1,739 1,742 1,744 1,747 1,750 1,752 1,755 Baja California Sur 396 397 397 398 399 399 400 400 401 402 402 403 Bajío 5,099 5,107 5,114 5,122 5,130 5,138 5,146 5,154 5,162 5,170 5,178 5,186 Centro Occidente 2,685 2,689 2,693 2,697 2,701 2,705 2,709 2,714 2,718 2,722 2,726 2,730 Centro Oriente 3,725 3,730 3,736 3,742 3,748 3,753 3,759 3,765 3,771 3,777 3,782 3,788 Centro Sur 3,316 3,321 3,326 3,331 3,337 3,342 3,347 3,352 3,357 3,362 3,368 3,373 Golfo Centro 2,237 2,241 2,244 2,247 2,251 2,254 2,258 2,261 2,265 2,268 2,272 2,275 Golfo Norte 3,844 3,849 3,855 3,861 3,867 3,873 3,879 3,885 3,891 3,897 3,903 3,909 Jalisco 3,717 3,723 3,729 3,734 3,740 3,746 3,752 3,757 3,763 3,769 3,775 3,780 Noroeste 2,329 2,332 2,336 2,339 2,343 2,346 2,350 2,353 2,357 2,360 2,364 2,368 Norte 2,454 2,458 2,462 2,466 2,469 2,473 2,477 2,481 2,485 2,489 2,493 2,496 Oriente 3,392 3,397 3,403 3,408 3,413 3,418 3,424 3,429 3,434 3,439 3,445 3,450 Peninsular 2,322 2,325 2,329 2,333 2,336 2,340 2,343 2,347 2,350 2,354 2,358 2,361 Sureste 4,196 4,202 4,209 4,215 4,222 4,228 4,235 4,241 4,248 4,254 4,260 4,267 Valle de México Centro 2,273 2,276 2,280 2,283 2,287 2,290 2,294 2,297 2,301 2,304 2,308 2,311 Valle de México Norte 3,192 3,197 3,202 3,207 3,212 3,217 3,222 3,227 3,232 3,237 3,242 3,248 Valle de México Sur 2,987 2,991 2,996 3,000 3,005 3,010 3,014 3,019 3,024 3,029 3,033 3,038 Total 49,889 49,965 50,042 50,119 50,196 50,273 50,350 50,427 50,505 50,582 50,660 50,738 Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Elaborado por la Comisión con información de la CFE. 3.2.4. Precios Implícitos a. Los Precios Implícitos son los costos promedio de la energía y otros productos adquiridos en el MEM y Subastas de Largo Plazo (SLP). b. Para la determinación de los Precios Implícitos pagados en el MEM (PI) de 2026, se analizó el comportamiento histórico y se calcularon tasas de variación mensual entre los PI y los Precios Marginales Locales (PML) del periodo enero 2019 a octubre 2025. c. Se estimaron PML para 2026 con base en los PML promedios mensuales del Sistema Eléctrico Nacional y las Tasas de Crecimiento Media Anual de dichos precios en el periodo 2022 a 2025. d. Los PML estimados para 2026 se presentan en la Tabla 12. Tabla 12 Precios Marginales Locales estimados ($/MWh), 2026 Enero 808.95 febrero 674.67 Marzo 769.83 Abril 893.84 Mayo 1,234.45 Junio 1,157.52 Julio 877.12 agosto 893.68 septiembre 828.50 octubre 693.96 noviembre 673.00 diciembre 609.02 Promedio 842.88 Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Elaborado por la Comisión con información del CENACE. e. Los PI estimados para 2026, se determinaron con base en los PML indicados en la Tabla 12 y en las tasas de variación mensuales señaladas en el inciso a. de este numeral. Los PI para 2026 se indican en la Tabla 13: Tabla 13 Precios Implícitos estimados ($/MWh), 2026 enero 1,085.33 febrero 1,017.60 marzo 869.71 abril 1,118.28 mayo 1,608.03 junio 1,706.10 julio 1,502.56 agosto 1,658.85 septiembre 1,571.41 octubre 1,073.00 noviembre 933.58 diciembre 777.35 Promedio 1,243.48 Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Elaborado por la Comisión con información de la CFE. 3.2.5 Costos de generación a. El costo total de generación se compone de tres rubros: Donde: Costo total de generación, en el año n . Costos de las Centrales Eléctricas de la CFE y Productores Independientes de Energía (PIE), en el año n . Costos de otras fuentes, en el año n . Otros costos asociados, en el año n . b. Los costos de las Centrales Eléctricas de la CFE y PIE están desglosados en costos fijos y variables: Donde: Costos de las Centrales Eléctricas de la CFE y PIE, en el año n . Costos fijos de las Centrales Eléctricas de la CFE y PIE, en el año n . Costos variables de las Centrales Eléctricas de la CFE y PIE, en el año n . c. Los costos de otras fuentes están desglosados en costos fijos y variables: Donde: Costos de otras fuentes, en el año n . Costos fijos de otras fuentes, en el año n . Costos variables de otras fuentes, en el año n . Los costos incluidos en este rubro correspondiente a los conceptos que, de manera enunciativa más no limitativa, se señalan en la Tabla 14. Tabla 14 Conceptos de Costos de Otras Fuentes Costos fijos de otras fuentes Costos variables de otras fuentes Potencia adquirida en el Mercado para el Balance de Potencia Energía adquirida en el Mercado de Día en Adelanto Potencia adquirida en Subastas de Largo Plazo Energía adquirida en el Mercado de Tiempo Real Potencia adquirida en Subastas de Mediano Plazo Energía adquirida en Subastas de Largo Plazo Energía adquirida en Subastas de Mediano Plazo Transacciones de Importación/Exportación Energía adquirida en Pequeños Sistemas Eléctricos. d. Los otros costos asociados están desglosados en costos fijos y variables: Donde: Otros costos asociados, en el año n . Otros costos fijos asociados, en el año n . Otros costos variables asociados, en el año n . Los costos incluidos en este rubro corresponden a los conceptos que, de manera enunciativa más no limitativa, se señalan en la Tabla 15. Tabla 15 Conceptos de Otros Costos Asociados Otros costos fijos asociados Otros costos variables asociados Cámara de Compensación Pago de Derechos Financieros de Transmisión en Subastas Déficit y superávit de los Contratos de Interconexión Legados Distribución de Derechos Financieros de Transmisión de las Subastas Distribución de Derechos Financieros de Transmisión cancelados Exceso y Faltante de cobros por congestión en el Mercado de Día en Adelanto Exceso y Faltante de cobros por congestión en el Mercado de Tiempo Real Sobrecobro por pérdidas marginales en el Mercado de Día en Adelanto Sobrecobro por pérdidas marginales en el Mercado de Tiempo Real Servicios Conexos en el Mercado de Día en Adelanto Servicios Conexos en el Mercado de Tiempo Real Costos de energía de desbalance en interconexiones internacionales Costos de energía de Confiabilidad en interconexiones internacionales Certificados de Energías Limpias Cargo o Pago por Excedente de Potencia de Emergencia en el Protocolo Correctivo Contribución a la Garantía de Suficiencia de Ingresos 3.3. Costos de generación estimados para el 2026 3.3.1. Los costos de generación de la CFE están en función de la demanda de energía eléctrica y Productos Asociados para el Suministro Básico adquiridos mediante los costos de las centrales de la CFE y PIE (CCyP), contratos de cobertura eléctrica celebrados a través de SLP, el MEM y los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE), así como de los costos asociados a cada una de estas fuentes. 3.3.2. Para efectos de estimar los costos de generación para el 2026, la Comisión pronosticó una demanda de energía eléctrica para dicho año de 273.1 Terawatts-hora (TWh). 3.3.3. La demanda de energía eléctrica estimada para el 2026, se distribuye entre cada una de las fuentes mediante las cuales CFE adquiere dicha energía, como se muestra en la Tabla 16. Tabla 16 Compras de energía eléctricas estimadas (MWh), 2026 Mes CCyP SLP MEM Total Ene 12,935,899 1,107,397 5,755,772 19,799,068 Feb 11,609,982 1,191,181 6,078,103 18,879,267 Mar 13,692,927 1,453,043 6,460,114 21,606,084 Abr 16,415,549 1,681,085 3,835,306 21,931,939 May 18,606,418 1,639,561 4,757,526 25,003,505 Jun 17,404,328 1,515,100 6,879,393 25,798,821 Jul 17,377,264 1,619,271 7,417,261 26,413,796 Ago 17,679,694 1,419,584 7,643,657 26,742,934 Sept 16,241,388 1,125,603 7,158,119 24,525,110 Oct 15,530,347 1,190,491 6,315,831 23,036,669 Nov 13,827,667 1,006,664 5,127,665 19,961,995 Dic 10,576,012 911,319 7,881,728 19,369,059 Total 181,897,474 15,860,298 75,310,475 273,068,248 Nota: Los totales pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Elaborado por la CNE con información de CFE. 3.3.4. La Comisión realizó un ejercicio de estimación de los costos de generación para el 2026 por tipo de fuente (CCyP, SLP, MEM y PSE) que permita un equilibrio entre los objetivos de eficiencia, la adecuada recuperación de los costos del servicio de Suministro Básico, siempre que éstos reflejen Prácticas Prudentes. 3.3.5. Los costos estimados de las Centrales Eléctricas de la CFE y PIE se determinaron conforme a lo siguiente: a. Los costos de las Centrales Eléctricas de la CFE se calcularon con un desglose mensual, con base en las variables, los factores de ajuste, los mecanismos de pago y valores de las Centrales Eléctricas, que se establecen en los Contratos Legados del Suministro Básico (CLSB).

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