Los cambios a las leyes y normas vigentes hasta 2018 hacían suponer que por la falta de certeza jurídica y financiera sería difícil que el capital privado volvería a invertir en generación eléctrica en México. Sin embargo, la primera convocatoria de desarrollo mixto de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) puso a prueba esa afirmación. Ocho años después del cambio de régimen en el sector eléctrico, el 28 de enero de 2026 se publicaron en el Diario Oficial los Lineamientos para los Esquemas de Desarrollo Mixto, la convocatoria se presentó el 6 de febrero y el fallo se emitió el 5 de junio: 37 proyectos renovables adjudicados a 31 desarrolladores, por 7,411 MW, según el resumen del despacho Von Wobeser. Esa cifra equivale al 114% de los 6,500 MW que la Secretaría de Energía había planteado como requerimiento.
Vale la pena explicar por qué el esquema resultó atractivo. De acuerdo con la Carta Proceso de abril, la CFE firma un contrato de cobertura eléctrica por el 70% de la energía y de los certificados de energía limpia, con plazo de 25 años. El precio se pacta en dólares, se convierte a pesos a la fecha de firma y se indexa por tipo de cambio e inflación de Estados Unidos, con el fin de aislar al proyecto de ambos riesgos. El 30% restante lo comercializa el desarrollador en el mercado mayorista o con terceros. La estructura de capital indicativa es de 20% a 30% de capital y de 70% a 80% de deuda, algo que la banca puede evaluar porque la contraparte es pública y el horizonte es largo. La CFE, además, acompaña la gestión de permisos. De hecho, se plantea de origen un esquema de project finance conocido por los intermediarios financieros, donde el repago lo garantiza el mismo proyecto.
Primeramente, el esquema atiende un problema fiscal. La reforma energética de 2013-2014 se diseñó, como recuerda el analista Carlos Ramírez (Integralia) en La Aurora de México, para atraer inversión privada sin excluir a Pemex y CFE, y no para abandonarlas. Hoy el problema persiste: según las cifras de Hacienda que él cita, 2026 será el año de menor inversión pública en dos décadas. El modelo mixto permite que los megawatts lleguen sin que la empresa del Estado aporte el capital líquido, y por eso la CFE proyecta que en 2030 operarán 58 centrales renovables con 10,406.5 MW, sumando las propias y las del esquema.
En segundo lugar, el esquema atiende un problema técnico. Cada central debe incluir almacenamiento de al menos 30% de su capacidad y tres horas de descarga. Factor Energético estima que esto suma unos 1,850 MW de baterías, relevantes para un sistema que este año sufrió apagones en la Península de Yucatán. Por otro lado, el proceso tuvo selección real: según Von Wobeser, la CFE rechazó 46 propuestas por falta de ofertas, saturación de la red, inviabilidad técnica o incumplimientos financieros, y se consideraron Tasas Internas de Retorno de 14% a 16% con precios por encima de las referencias regionales.
No es poca cosa. Cuando se publicaron los lineamientos, especialistas citados por Vanguardia con información de Reforma advirtieron que el margen operativo del privado sería reducido, pero reconocieron que el esquema da claridad sobre el papel de la inversión privada. Después de siete años de reglas cambiantes, esa certeza es un activo.
Sin embargo, la respuesta del mercado prueba el apetito, no la rentabilidad. Que 31 desarrolladores hayan participado significa que el precio de entrada les pareció aceptable con los supuestos de hoy. Qué ocurre cuando se lee el contrato con detenimiento, y qué pasa con la red que debe evacuar esa energía, son temas que se deben de aclarar; sin embargo hasta ahora el proceso sigue su curso y en el marcado se ve apetito tanto de inversionistas como de fondeadores.