Durante el encuentro académico y sectorial «Mecanismos de financiamiento en esquemas mixtos de inversión en energía e infraestructura», especialistas financieros, analistas del sector energético y representantes de inversionistas institucionales analizaron el panorama, viabilidad y riesgos de las nuevas estructuras de capital mixto en el país.

Uno de los debates se centró en la brecha de ejecución que existe entre los sectores eléctrico e hidrocarburos, el papel de las AFOREs y la banca privada, así como un factor crítico que amenaza la viabilidad operativa de los proyectos: la infraestructura de transmisión.

CFE vs. PEMEX: Dos visiones ante la inversión privada

Los ponentes destacaron la marcada diferencia con la que las dos principales empresas productivas del Estado han abordado la colaboración con el capital privado:

• Pragmatismo en la Comisión Federal de Electricidad (CFE): Se reconoció una apertura técnica para estructurar contratos con compromisos de inversión en energía (offtake) de hasta un 70%, garantizando flujos preferenciales para la recuperación de capital. Esta certeza comercial vuelve a los proyectos energéticos altamente bancables, permitiendo a las AFOREs y fondos internacionales participar como socios minoritarios bajo estructuras tipo Project Finance.

• Esquemas de inversión en Petróleos Mexicanos (PEMEX): Los participantes analizaron las características de los contratos de servicios para actividades de exploración y producción, así como la distribución de riesgos entre las partes. La conversación abordó la incertidumbre geológica propia de estas actividades y su relación con la estructuración de proyectos y la participación de capital institucional de largo plazo.

La bancabilidad y el equilibrio de gobernanza

Uno de los puntos medulares expuestos por los panelistas fue la arquitectura de riesgos y garantías para atraer a los inversionistas con los más altos estándares de gobernanza:

1. Garantías de flujo sobre gobernanza corporativa: Para la banca de desarrollo y comercial, el factor decisivo para financiar una planta es la certidumbre en el cobro del flujo de efectivo (el 70% respaldado por la CFE), dejando el riesgo concentrado en la etapa de construcción y puesta en marcha.

2. Derechos de minorías y Due Diligence: Para los administradores de capital patrimonial y fondos de pensiones, la protección a inversionistas minoritarios y la claridad en los reglamentos de resolución de controversias —posibilitando sedes arbitrales internacionales como Nueva York en caso de incumplimientos— resulta indispensables para liberar recursos.

El verdadero cuello de botella: Transmisión e insumos globales

A pesar de la flexibilidad contractual en generación de energía, los participantes del foro coincidieron en que el mayor riesgo latente para los esquemas mixtos radica en las redes de transmisión y distribución eléctrica.

• Desfase operativo y riesgo de interconexión: De nada sirve avanzar en la construcción de centrales de generación si la red nacional de transmisión no se expande al mismo ritmo. Sin interconexión oportuna, los proyectos no pueden generar flujo de caja ni comercializar el 30% restante de la energía en el mercado entre particulares.

• Saturación regional y escasez de suministros: Regiones clave para el nearshoring (como Querétaro, San Luis Potosí y el norte del país) enfrentan redes sobrecargadas. A esto se suma el cuello de botella global en la cadena de suministro de insumos críticos —tales como transformadores, subestaciones y conductores de cobre—, cuyos tiempos de espera globales difieren los periodos de gracia acordados con los acreedores.

Conclusiones del encuentro

El foro concluyó con un llamado a transparentar los contratos modelo en todas las dependencias del sector infraestructura y a abrir canales de diálogo técnico entre las autoridades energéticas y el sector privado. Aunque el pragmatismo contractual de la CFE abre una ventana atractiva de rentabilidad en dólares para el inversionista, la sostenibilidad del modelo dependerá de que el gobierno atienda con urgencia los déficits estructurales de la red eléctrica nacional.