Imperativa y vinculante: la nueva realidad de la inversión eléctrica

Tras los ajustes en la regulación del sector eléctrico mexicano, las reglas para la inversión pública y privada han cambiado. El capital no se retira, pero se vuelve drásticamente más selectivo.

La planeación manda

La Ley del Sector Eléctrico fortaleció la conducción estatal del sector y estableció expresamente la prevalencia del Estado en las actividades eléctricas. La planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), así como el Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, continúan como áreas estratégicas exclusivas del Estado, determinando también la forma en que los particulares pueden participar en las actividades que no son exclusivas. La propia Ley establece que la planeación del sector eléctrico tiene carácter vinculante.

El cambio relevante no consiste solamente en una mayor participación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Consiste en que los proyectos privados deberán desarrollarse sin contraponerse a la planeación vinculante del sector, considerando las necesidades de confiabilidad, la capacidad disponible de las redes y las modalidades previstas en el nuevo marco. Para ciertos inversionistas, esto reduce la libertad de desarrollo. Para otros, puede ofrecer una ruta más definida hacia los proyectos que el Estado considera necesarios.

En cualquier caso, la viabilidad no dependerá únicamente del texto de la ley. Dependerá de cómo se instrumenten los permisos, convocatorias, estudios, autorizaciones, contratos, obras e interacciones entre la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Nacional de Energía (CNE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y la CFE.

De la potencia anunciada a los megawatts operables

Recientemente, la Secretaría de Energía presentó nuevos instrumentos para facilitar la inversión en el sector eléctrico: una segunda convocatoria para proyectos privados de generación renovable, una convocatoria de proyectos estratégicos que contempla generación y almacenamiento, incluso mediante esquemas mixtos con la CFE, y una Ventanilla Única de Autoconsumo. De acuerdo con las metas oficiales, el Plan contempla una inversión total estimada de 739 mil millones de pesos y la incorporación de alrededor de 32 GW adicionales de capacidad de generación hacia 2030.

La cifra es importante, pero será más importante observar la viabilidad real de los puntos de interconexión asociados a esos proyectos, qué tecnologías se seleccionarán, qué infraestructura de red requerirán y en qué fechas podrán entrar efectivamente en operación. México no necesita solamente anuncios de megawatts, sino que puedan interconectarse, operar y aportar confiabilidad al sistema.

Primero la red, después el rendimiento

Por todo esto, la evaluación tradicional de una inversión eléctrica —que suele comenzar con el costo de los equipos, el precio de la energía, el rendimiento esperado y el periodo de recuperación— debe invertir su orden por completo.

Primero debe preguntarse: ¿Dónde está el proyecto? ¿A qué nivel de tensión se conectará? ¿Existe capacidad real en la red? ¿Qué obras de interconexión y refuerzo requerirá? ¿Quién deberá construirlas y, en su caso, aportar los recursos necesarios? ¿Cuánto tiempo tomarán? ¿Qué restricciones de despacho o entrega podrían presentarse? ¿Qué servicios eléctricos puede proporcionar la tecnología? ¿Quién comprará la energía y bajo qué contrato? ¿Qué sucede si la demanda, la regulación o la fecha de interconexión cambian?

Solo después tiene sentido proyectar ingresos y rendimientos.

El propio procedimiento de interconexión puede incorporar costos por estudios y por la infraestructura requerida, así como obligaciones relacionadas con garantías financieras, inspecciones y pruebas de comportamiento y validación de requerimientos técnicos. Dependiendo de las características del proyecto y de los resultados de los estudios, las obras de interconexión, ampliaciones, modificaciones o refuerzos necesarios pueden representar aportaciones e inversiones adicionales capaces de modificar sustancialmente el presupuesto y el calendario originalmente previstos.

La certeza que no viene incluida

Pero la verdadera prueba para el capital no termina cuando el proyecto obtiene un permiso ni cuando encuentra una ruta de interconexión. Ahí comienza otra pregunta, posiblemente más importante para quien financia un activo durante veinte, veinticinco o treinta años: ¿qué certeza existe sobre la operación económica de ese activo durante el horizonte necesario para recuperar la inversión?

Una central puede responder a una necesidad identificada por la planeación, estar ubicada donde el sistema requiere nueva capacidad, utilizar la tecnología prevista y avanzar por una vía definida para su desarrollo. Pero ninguna de esas condiciones debe confundirse, por sí sola, con una garantía sobre cuánta energía será adquirida, durante cuánto tiempo, a qué precio o bajo qué condiciones económicas operará el proyecto.

Esa diferencia es fundamental. Una cosa es la certeza de que el sistema necesita capacidad; otra, la certeza de que el activo tendrá los ingresos que sustentaron la decisión de inversión. Entre ambas están el despacho, las restricciones de red, la capacidad efectiva de entrega, la contraparte, los contratos, los precios, las reglas del mercado y, finalmente, la distribución del riesgo entre quien planea, quien regula, quien opera, quien compra y quien aporta el capital.

Vinculante, ¿para quién?

Lo que demuestra la gran reconfiguración del mercado es que los activos eléctricos bien posicionados conservan su valor. La enseñanza para el sector no es que el capital extranjero se va ni que todo permanece igual: la enseñanza es que el capital se está volviendo más selectivo.

Y esa selectividad debe operar en ambos sentidos. El Estado puede orientar al inversionista hacia los proyectos que considera necesarios, pero la necesidad sistémica no sustituye la bancabilidad. Del otro lado, el inversionista tampoco puede asumir que haber sido llamado a participar convierte automáticamente el riesgo empresarial en una obligación pública de garantizar su rentabilidad.

La pregunta central para un inversionista ya no debe ser cuánto cuesta una central o cuánto puede producir, sino qué problema eléctrico resuelve este proyecto, en qué parte del sistema, quién asumirá cada riesgo y con qué certeza podrá operar durante los años que sostienen su inversión.

Ahí aparece el verdadero alcance —y también el verdadero límite— de la palabra vinculante.

La planeación puede ser imperativa y vinculante. La recuperación de la inversión no se vuelve vinculante por el solo hecho de acompañarla.

“La planeación puede ser imperativa y vinculante. La recuperación de la inversión no se vuelve vinculante por el solo hecho de acompañarla”.

Por eso, antes de embarcar capital, tecnología y décadas de expectativas financieras en una central eléctrica, queda una última pregunta que ninguna presentación de megawatts debería dejar sin respuesta: si la planeación es vinculante, ¿operará también el proyecto con una certeza equivalente durante la vida de la inversión… o no?

Porque una ruta señalada por el Estado puede indicar hacia dónde navegar, pero no puede predecir el estado del tiempo.

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