El 18 de junio de 2026 se publicaron nuevos Acuerdos de la SENER y la CNE que abren una etapa clave para los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración otorgados bajo el régimen anterior.
A partir de estos Acuerdos, las empresas con permisos legados tendrán que evaluar si migran hacia las figuras previstas en la nueva Ley del Sector Eléctrico, como autoconsumo o generación para el Mercado Eléctrico Mayorista.
Pero hay una pregunta que muchas empresas todavía no están haciendo:
¿Tu sistema de medición está listo para soportar esa migración?
Porque la migración puede iniciar en una ventanilla regulatoria, pero puede detenerse en el punto de medición.
Para centrales eléctricas, centros de carga y usuarios asociados a esquemas de autoabasto o cogeneración, la revisión técnica de medición será uno de los puntos más importantes del proceso.
No se trata únicamente de tener un medidor instalado. Se trata de demostrar que el sistema completo (medidor, transformadores, comunicación, configuración y documentación) puede operar bajo las condiciones requeridas para el nuevo régimen.
¿Qué cambió con los Acuerdos del 18 de junio?
Los Acuerdos publicados establecen dos grandes cambios para los permisionarios legados.
Por un lado, la SENER define un procedimiento de migración voluntaria y expedita para que los titulares de permisos de autoabastecimiento y cogeneración puedan transitar a figuras previstas en la nueva Ley del Sector Eléctrico.
Por otro lado, la CNE actualiza la metodología para determinar el cargo por servicio de transmisión aplicable a permisionarios con contratos de interconexión y convenios de transmisión celebrados bajo el régimen anterior.
En términos prácticos, esto significa que los permisionarios deben revisar no solo su situación legal y contractual, sino también su preparación técnica y operativa.
La decisión ya no es únicamente regulatoria. También es económica, técnica y de continuidad operativa.
La fecha que activa el riesgo técnico
Dentro del calendario de migración hay varias fechas relevantes, pero una destaca especialmente para quienes operan centrales eléctricas o centros de carga asociados: 19 de octubre de 2026.
A partir de esa fecha, la solicitud de migración puede ser admitida y, desde ese momento, corre en paralelo una etapa crítica: la Revisión de Funcionalidad de Medición.
Esta revisión (que los Lineamientos denominan comprobación de la Funcionalidad de Medición Mínima Requerida) tiene como plazo límite el 12 de febrero de 2027. Pero su punto de partida depende de cuándo se admita la solicitud, no de una fecha fija.
Eso significa que quien no tenga el sistema de medición en condiciones antes de iniciar el trámite puede bloquear su propio proceso desde las primeras semanas, sin haber llegado siquiera a la etapa técnica formal.
¿Por qué la medición puede bloquear una migración?
En muchos proyectos eléctricos, la medición se percibe como un componente secundario: un equipo instalado en campo que registra energía y entrega información.
Pero en procesos vinculados al Mercado Eléctrico Mayorista, la medición tiene otra función. Es el punto donde se valida la información que permite liquidar, monitorear y operar correctamente un activo dentro del sistema eléctrico.
Un sistema de medición incompleto o desactualizado puede bloquearlo. Estos son los problemas más comunes:
- Imposibilidad de validar datos de energía;
- Comunicación inestable con sistemas de CFE o CENACE;
- Errores en la configuración de canales;
- Falta de trazabilidad en mediciones;
- Incumplimiento de requisitos de calidad de energía;
- Documentación técnica insuficiente;
- Necesidad de reemplazo de equipos durante el proceso.
En otras palabras: no basta con que el medidor “funcione”.
Debe cumplir técnica, documental y operativamente con los requisitos del nuevo esquema.
¿Qué debe revisar un permisionario antes de iniciar la migración?
Antes de iniciar el proceso de migración, las empresas con permisos de autoabastecimiento o cogeneración deberían realizar una revisión técnica del punto de medición.
Estas son las preguntas clave:
1. ¿El medidor está homologado para medición fiscal?
El primer punto es confirmar si el medidor instalado cumple con la especificación aplicable y cuenta con homologación vigente.
En proyectos asociados al MEM, no todos los medidores instalados históricamente en esquemas de autoabasto o cogeneración cumplen con los requisitos actuales.
Si el equipo no está homologado, el riesgo no está en la lectura diaria, sino en la validación formal del sistema de medición.
2. ¿El medidor registra energía con perfil cincominutal?
Este es el requisito de granularidad temporal que los Lineamientos establecen de forma explícita como parte de la Funcionalidad de Medición Mínima Requerida.
El perfil cincominutal significa que el medidor debe registrar y almacenar lecturas de energía cada cinco minutos, de forma continua. No es suficiente con que el equipo sea capaz de hacerlo en teoría: debe estar configurado y funcionando en ese modo al momento de la revisión.
Es uno de los puntos donde más sistemas heredados presentan problemas, especialmente en instalaciones donde el medidor fue configurado originalmente para perfiles de 15 o 60 minutos bajo el esquema anterior.
Si necesitas reemplazar el equipo, el Schneider ION8650A soporta perfil cincominutal nativo y cuenta con homologación CFE vigente para medición en el MEM.
3. ¿La comunicación con CFE o CENACE es estable?
La comunicación no debe revisarse solo como una prueba puntual.
Debe ser permanente, estable y compatible con los protocolos requeridos.
Un canal de comunicación que funciona de forma intermitente puede convertirse en una causa de retraso, rechazo o solicitud de adecuación.
Aquí deben revisarse elementos como:
- Módem o gateway;
- Canal de comunicación;
- Disponibilidad de señal;
- Protocolos configurados;
- Envío correcto de datos;
- Respaldo operativo ante pérdida de comunicación.
4. ¿El sistema registra los parámetros requeridos?
La medición para este tipo de procesos no se limita a energía activa.
También puede requerir información sobre energía reactiva, demanda, calidad de energía, eventos, armónicos, distorsión y registros con estampa de tiempo.
Por eso es importante revisar si el medidor tiene la capacidad técnica, memoria, configuración y programación necesarias.
Un equipo puede estar instalado y funcionando, pero no estar registrando la información que el proceso requiere.
5. ¿Los TC y TP mantienen la precisión del sistema?
El medidor no trabaja solo.
La exactitud del sistema depende también de los transformadores de corriente y potencial, el cableado, la instalación y las condiciones del punto de medición.
Un medidor de alta precisión conectado a transformadores fuera de clase puede entregar una medición que no cumple con el nivel requerido.
Por eso, la revisión debe considerar el sistema completo, no solo el equipo principal.
6. ¿La documentación técnica está completa y actualizada?
Muchos retrasos en procesos técnicos no vienen del equipo, sino de la documentación.
Diagramas unifilares desactualizados, certificados faltantes, información incompleta del punto de medición o especificaciones no trazables pueden complicar el avance del proceso.
Antes de iniciar la migración, conviene revisar:
- Diagramas eléctricos;
- Certificados de medidor;
- Certificados de TC/TP;
- Memoria técnica;
- Configuración del medidor;
- Evidencias de comunicación;
- Documentación del canal de datos;
- Información del centro de carga o central eléctrica.
Semáforo de preparación para la migración
Para saber en qué situación se encuentra tu empresa, puedes usar este semáforo técnico como punto de partida.
Sistema preparado
- El medidor está homologado y con certificación vigente
- La comunicación con CFE / CENACE es estable y verificable
- Los TC/TP cumplen con la clase de precisión requerida
- Los parámetros de medición están configurados correctamente
- La documentación técnica está completa y actualizada
- Existen evidencias de operación y de comunicación continua
Sistema con observaciones
- El medidor es compatible, pero sin evidencia documental completa
- La comunicación funciona, pero presenta intermitencias
- La configuración no ha sido auditada recientemente
- Los certificados de medidor o TC/TP están vencidos o incompletos
- Hay dudas sobre la clase de precisión de los transformadores
- No existe respaldo claro de la información técnica del punto
Sistema en riesgo
- El medidor no está homologado o no cumple la especificación vigente
- No existe comunicación activa con CFE o CENACE
- El equipo no registra todos los parámetros requeridos por el proceso
- Los TC/TP no cumplen con la precisión suficiente
- La documentación técnica está incompleta o inexistente
- El sistema no ha sido actualizado en años y sin trazabilidad de calibración
Errores comunes en sistemas de medición heredados
En instalaciones con varios años de operación, es común encontrar sistemas de medición que fueron suficientes para el esquema original, pero que no necesariamente cumplen con las condiciones actuales.
Medidores instalados hace más de 10 años
Muchos equipos fueron seleccionados bajo criterios anteriores. Aunque sigan funcionando, pueden no cumplir con los requisitos actuales de comunicación, memoria, calidad de energía o homologación.
Comunicación activa solo en sitio
Hay sistemas que pueden descargarse localmente, pero no mantienen comunicación remota estable. Para procesos vinculados al MEM, esto puede representar un problema.
Falta de documentación del punto de medición
La instalación puede estar operando correctamente, pero si no existen diagramas, certificados o evidencias técnicas actualizadas, el proceso se vuelve más lento.
Configuraciones no alineadas al proceso actual
Los canales, constantes, perfiles de carga, parámetros de calidad y registros pueden estar configurados bajo criterios anteriores. Esto debe revisarse antes de cualquier validación.
Medición precisa con infraestructura débil
Los canales, constantes, perfiles de carga, parámetros de calidad y registros pueden estar configurados bajo criterios anteriores. Esto debe revisarse antes de cualquier validación.
La migración debe prepararse antes de la ventanilla
Uno de los principales riesgos para los permisionarios es asumir que la migración empieza cuando se presenta la solicitud. En realidad, la preparación debe comenzar antes.
La revisión técnica previa permite identificar qué está listo, qué requiere adecuación y cuánto tiempo tomará resolverlo.
Esto es especialmente importante porque algunas correcciones pueden realizarse en poco tiempo, como ajustes de configuración o actualización documental.
Pero otras pueden requerir más planeación, como reemplazo de medidores, revisión de TC/TP, adecuaciones en gabinete, habilitación de comunicación o pruebas en sitio.
Entre más tarde se detecten estos puntos, menor será el margen para corregirlos sin afectar el calendario.
¿Qué puede hacer NXTView?
En NXTView acompañamos proyectos de medición eléctrica para centrales, centros de carga y usuarios que requieren cumplimiento técnico para operar bajo esquemas regulados.
Nuestro enfoque no se limita al suministro de medidores.
Integramos el sistema completo de medición para que el punto pueda operar con confiabilidad, trazabilidad y comunicación estable. Para empresas que están evaluando la migración de permisos de autoabastecimiento o cogeneración, podemos apoyar en:
Diagnóstico técnico del punto de medición
Revisamos el estado actual del medidor, transformadores, comunicación, configuración y documentación técnica. El objetivo es identificar qué cumple, qué debe corregirse y qué nivel de urgencia tiene cada adecuación.
Suministro de medidores homologados
Contamos con medidores utilizados en proyectos de medición para el MEM, incluyendo opciones de Schneider Electric y Honeywell. También integramos soluciones tipo socket cuando el proyecto requiere reemplazo con menor impacto operativo.
Configuración y puesta en marcha
Configuramos equipos de medición conforme a los parámetros requeridos, validamos canales de comunicación y dejamos el sistema listo para su operación.
Comunicación y monitoreo
Habilitamos y revisamos la comunicación del sistema de medición para asegurar continuidad en la transmisión de datos. También ofrecemos monitoreo posterior para detectar pérdida de comunicación, fallas o eventos que puedan afectar la operación.
Conoce nuestro servicio de O&M.
Acompañamiento técnico
Apoyamos al equipo del cliente durante la revisión del punto de medición, integrando la información técnica necesaria para reducir riesgos durante el proceso.
Conclusión
Los Acuerdos publicados el 18 de junio abren una nueva etapa para los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración.
Pero la preparación no debe limitarse al análisis legal o al trámite regulatorio.
Para muchas empresas, el punto decisivo estará en campo: en el medidor, la comunicación, los transformadores, la configuración y la documentación técnica.
La migración regulatoria puede iniciar en una ventanilla. Pero su avance puede depender de que el sistema de medición esté listo.
Si tu empresa opera bajo un permiso legado de autoabastecimiento o cogeneración, este es el momento de revisar el punto de medición, identificar brechas y preparar las adecuaciones necesarias antes de que el calendario avance.
En NXTView podemos ayudarte a realizar un diagnóstico técnico de tu sistema de medición y definir qué necesitas para preparar tu migración al nuevo régimen eléctrico.
Nota: este contenido tiene fines informativos y técnicos. No sustituye asesoría legal, regulatoria o contractual especializada. Cada proyecto debe revisarse de acuerdo con su permiso, contrato, punto de interconexión, centros de carga asociados y condiciones operativas.
Preguntas frecuentes
¿La migración aplica para todos los permisos de autoabastecimiento y cogeneración?
Aplica para titulares de permisos de autoabastecimiento o cogeneración otorgados bajo la LSPEE, asociados a Centrales Eléctricas con capacidad igual o mayor a 0.7 MW. Las instalaciones con capacidad menor a ese umbral no requieren permiso de generación bajo la nueva Ley del Sector Eléctrico y quedan fuera del alcance de estos Lineamientos.
Cada caso debe revisarse según el tipo de permiso, vigencia, capacidad, centros de carga asociados y condiciones contractuales.
¿La revisión de medición es obligatoria?
Dentro del proceso de migración, la funcionalidad de medición es una etapa crítica para validar que el activo puede avanzar. Por eso conviene revisar el sistema antes de llegar a esa fase.
¿Qué pasa si mi medidor funciona, pero no está homologado?
Que el medidor registre energía no significa que sea válido para un proceso de medición fiscal o para validación ante CFE/CENACE. Si no cuenta con homologación o no cumple con la especificación aplicable, puede requerirse reemplazo.
¿Qué equipos se suelen utilizar para medición en MEM?
En proyectos de medición para el MEM suelen utilizarse medidores homologados de marcas como Schneider Electric y Honeywell, dependiendo de las condiciones técnicas del punto de medición.
¿Cuánto tiempo toma adecuar un sistema de medición?
Depende del diagnóstico. Un ajuste de configuración o documentación puede resolverse en poco tiempo. Un reemplazo de medidor, adecuación de comunicación o revisión de transformadores puede requerir más planeación. Por eso se recomienda revisar el sistema antes de iniciar el proceso formal.
