Precios de transferencia en el sector energético y de energías renovables

Un grupo desarrolla un proyecto solar en México. Una empresa lo promueve, otra lo construye, otra opera la planta y una cuarta vende la energía. Todas se cobran entre sí servicios, equipo y electricidad, y todas deben poder explicar sus precios como lo haría una empresa independiente.

Esta guía, actualizada al 12 de octubre de 2026, explica cómo se revisan los precios de transferencia en el sector energético, qué operaciones se observan con mayor frecuencia en energías renovables, cómo se respaldan los contratos de suministro entre partes relacionadas y qué cambios regulatorios conviene considerar.

Por qué los precios de transferencia en energía requieren un análisis específico

La regla es la misma de siempre: los precios entre partes relacionadas deben ser los que pactarían empresas independientes. Pero el sector tiene rasgos propios:

• Proyectos de mucho capital y larga duración. Su duración se extiende por muchos años y los contratos son a plazos largos.
• Una sociedad por proyecto. Es común que cada proyecto tenga su propia empresa, con contratos de construcción, operación y financiamiento dentro del grupo.
• Precios regulados y de mercado. La energía puede venderse a tarifas reguladas o a precios del mercado mayorista, lo que da referencias, pero también límites.
• Riesgo regulatorio. Permisos y reglas pueden cambiar, y debe estar claro quién asume ese riesgo.

Qué cambió en el marco eléctrico y por qué importa entre empresas relacionadas

En marzo de 2025 se expidió la Ley del Sector Eléctrico, que sustituyó a la Ley de la Industria Eléctrica. Su reglamento se publicó en el Diario Oficial de la Federación el 3 de octubre de 2025 y la Comisión Nacional de Energía reemplazó a la CRE como regulador. Estos son los puntos que más afectan a los grupos:

• Participación del Estado: la ley fija un mínimo de 54% de la energía que se inyecta a la red en el año.
• Autoconsumo: las centrales de 0.7 MW o más requieren permiso, con un trámite coordinado para proyectos de 0.7 a 20 MW. Los excedentes solo pueden venderse a CFE o inyectarse sin pago.
• Impacto social: antes de iniciar obras se requiere una manifestación de impacto social y un plan de gestión social.
• Permisos anteriores: los trámites pendientes se resuelven con la nueva ley y algunos proyectos pueden reclasificarse.

Importante antes de usar estos datos

La información regulatoria de esta sección llega hasta junio de 2026 y debe confirmarse en el Diario Oficial y con las publicaciones posteriores de la CNE.

Para precios de transferencia la consecuencia es directa: un contrato entre relacionadas firmado antes de estos cambios puede tener una asignación de riesgos que ya no corresponde a lo que pactarían empresas independientes hoy.

Contratos de suministro y servicios de proyecto entre relacionadas que más se revisan

Si el proyecto tiene deuda del grupo, revisa nuestra guía sobre la tasa de interés en préstamos entre partes relacionadas. Además, el Paquete Económico 2027 propone bajar de 30% a 20% el límite para deducir intereses; las notas de prensa del 9 al 11 de octubre indicaban votación en Diputados la semana del 12, así que hay que revisar el texto aprobado.

Almacenamiento y cogeneración: nuevas operaciones dentro del grupo

En 2026, la CNE publicó reglas para almacenamiento de energía y para cogeneración. El almacenamiento puede servir como respaldo de una planta solar o eólica. La cogeneración aprovecha la demanda de calor de un proceso industrial.

Para precios de transferencia, esto abre operaciones nuevas entre relacionadas: servicios de almacenamiento de una empresa del grupo a otra, venta de calor o energía a una planta relacionada, o costos de respaldo repartidos entre proyectos. En cada caso hay que identificar quién invierte, quién opera y quién asume el riesgo del equipo.

Cómo se elige el método y los comparables en energías renovables

La ley pide evaluar primero el precio comparable no controlado y solo después otros métodos. En energía, un precio fijado por el regulador es una buena referencia, pero no siempre un comparable directo.

Dos puntos suelen definir el resultado. El primero es quién asume el riesgo de desarrollo (permisos, consulta social, interconexión): quien puede gestionarlo y absorber su pérdida es quien debe recibir su retorno. El segundo es qué hace en realidad la sociedad del proyecto: si no decide ni controla riesgos, su retorno debería ser el de una empresa con funciones limitadas.

Ejemplo con datos hipotéticos

Una empresa del grupo cobra honorarios de desarrollo a la sociedad del proyecto por gestionar permisos y la manifestación de impacto social. Si esas gestiones las hace en realidad un tercero contratado por la sociedad, el cobro debe justificarse por funciones que la empresa sí realiza, no solo por haber originado el proyecto.

Qué documentar en contratos de energía entre relacionadas: lista de verificación

• Mapa de las empresas del proyecto y de los contratos entre ellas, con fecha de firma.
• Funciones de cada empresa: desarrollo, construcción, operación, venta y financiamiento.
• Quién asume el riesgo regulatorio, de construcción, de mercado y de interconexión.
• Soporte del precio de la energía con tarifas, precios de mercado o contratos con terceros.
• Revisión de si los contratos firmados antes de los cambios de 2025 y 2026 siguen reflejando la realidad.
• Soporte de las tasas de préstamos y garantías del grupo.
• Documentación y declaraciones informativas de operaciones con partes relacionadas.

Errores frecuentes en el sector energético

• Fijar el precio de la energía entre relacionadas sin compararlo con tarifas, mercado o terceros.
• Mantener contratos del marco anterior sin revisar si el reparto de riesgos sigue siendo razonable.
• Cobrar honorarios de desarrollo sin realizar las funciones que los justifican.
• Tratar a la sociedad del proyecto como si asumiera riesgos que en realidad controla otra empresa.
• No ligar el contrato de construcción, el de operación y el financiamiento.

Base normativa

Artículos 28 (fracción XXXII, según la iniciativa 2027), 76, 76-A, 179 y 180 de la Ley del Impuesto sobre la Renta. Como referencia técnica se usan las Guías de Precios de Transferencia de la OCDE.

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