La decisión entre tarifa fija e indexada al Mercado Eléctrico Mayorista dejó de ser una apuesta binaria.
Nuestro modelo de sensibilidad muestra que el factor que más pesa no es el tipo de contrato, sino qué tan alineado está el perfil de carga de la empresa con el horario punta de la GDMTH (18:00–22:00), justo la franja donde el Precio Marginal Local del Sistema Interconectado Nacional se dispara con mayor frecuencia.
Con datos del CENACE de las últimas semanas de 2026, el PML promedio osciló entre $571 y $818 por MWh, con picos nodales de hasta $13,764/MWh. Para una planta de proceso continuo, la exposición indexada puede seguir siendo la ruta más eficiente incluso en escenarios de volatilidad media; para una operación intensiva en punta, es la opción de mayor riesgo.
El dashboard interactivo permite simular ambos casos y evalúa además hasta dónde la autogeneración solar —con y sin almacenamiento— puede blindar el margen.
Dashboard de márgenes · Tarifas eléctricas 2026
Volatilidad tarifaria 2026: el blindaje de márgenes industriales
Modelo comparativo del impacto en el margen operativo de una empresa industrial mexicana según contrate tarifa fija o indexada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), cruzado con su perfil de carga horaria, su exposición a los Servicios Conexos (SSAA) y su nivel de cobertura vía autogeneración solar. Ajusta el perfil de consumo y el escenario de volatilidad para ver cómo se mueve el margen.
Perfil de consumo de la empresa
Escenario de volatilidad indexada 2026
Costo por bloque horario: fija vs. indexada
Componente energía (MXN/kWh) de la GDMTH ponderado por la mezcla de consumo del perfil seleccionado en base, intermedia y punta.
Sensibilidad del margen operativo
Margen resultante bajo cuatro rutas de contratación, para el perfil y escenario de volatilidad seleccionados.
Exposición a SSAA: precio marginal local 2026
Promedio semanal del Precio Marginal Local (PML) del SIN, componente que determina el costo real de un contrato indexado o de Suministro Calificado.
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Autogeneración solar como cobertura
Costo blendado del escenario adverso indexado al aumentar la cobertura solar, con y sin almacenamiento (BESS).
| Perfil de consumo | Volatilidad baja–media (base 2026) | Volatilidad alta (estrés de red) |
|---|---|---|
| Continuo 24h | Indexada Carga plana amortigua el riesgo de PML; negociar prima de riesgo baja en el contrato de Suministro Calificado y fijar piso en horario punta. |
Mixto + solar Indexada con 30–40% de cobertura solar; la alta intensidad energética de este perfil hace que cada punto de volatilidad pese más en el margen que en los demás perfiles. |
| Diurno estándar | Mixto Fija para la carga base y exposición indexada moderada en horario intermedio; vigilar bonificación por factor de potencia. |
Fija + solar Fija con cláusula de revisión periódica, complementada con 40–60% de autogeneración enfocada en el bloque intermedio diurno. |
| Intensivo en punta | Fija Gestión activa de demanda (peak shaving) para reducir el cargo por capacidad; evaluar BESS antes de considerar indexación. |
Fija obligatoria La indexación es la ruta de mayor riesgo: el horario punta de la GDMTH (18:00–22:00) coincide con las horas de mayor estrés del SIN, justo cuando el PML se dispara. |
Metodología y transparencia de supuestos
- Componente energía GDMTH base ($1.34/kWh) tomado de la actualización de tarifas 2026 para la región Peninsular de CFE, que registró un incremento promedio de 5.45–5.55% frente a 2025. Las relaciones intermedia (~1.57x) y punta (~2.5x) sobre el horario base son estimaciones ilustrativas construidas sobre proporciones históricas típicas de la GDMTH, ya que CFE no publica un múltiplo único a nivel nacional.
- La prima de cobertura de la tarifa fija (+9%) y el descuento esperado de la indexada (-3%) son supuestos de modelo para representar el costo del riesgo trasladado por el suministrador; no corresponden a una oferta comercial específica.
- Los factores de volatilidad adversa/favorable por escenario se calibraron para que el perfil intensivo en punta muestre mayor dispersión que el continuo, reflejando la correlación documentada entre el horario punta de la GDMTH y las horas de mayor estrés del Sistema Eléctrico Nacional.
- Precios Marginales Locales (PML) promedio semanales del SIN tomados de los Reportes Semanales del Mercado Eléctrico Mayorista del CENACE, semanas 19, 21, 22, 23 y 25 de 2026.
- Intensidad energética como % de ingresos (14% continuo, 7% diurno, 5% intensivo) y margen operativo base (12%) son supuestos ilustrativos para traducir variaciones de costo por kWh en puntos de margen; deben sustituirse por los datos reales de la empresa analizada.
- LCOE de autogeneración solar industrial ($1.05/kWh) es un valor de referencia ilustrativo; la cobertura sin BESS se limita a los bloques base e intermedio (horario diurno), dado que la generación solar no coincide con el horario punta vespertino/nocturno de la GDMTH.
