El costo financiero de la contrarreforma eléctrica de la 4T

En agosto de 2019, en el escándalo conocido como el de los ductos de “contratos leoninos” Carlos Slim medió entre las empresas privadas que habían construido los ductos para traer gas de Texas y la CFE. Ese conflicto involucraba obras de infraestructura de Grupo Carso, Fermaca, IEnova y TransCanada. En este caso todos los proyectos tenían un porcentaje de financiamiento de la banca (privada y de desarrollo). 

En ese momento el reclamo fue de las empresas y de los clientes finales (las industrias), de la CFE pero no de los bancos. 

“Este tema de la Reforma de la ley de la Industria Eléctrica puede generar un severo problema financiero al país, por el enorme volumen de dinero que la banca privada sobretodo tiene invertido en todos los proyectos de generación que comenzaron con la Reforma de 2013”, me decía días atrás un empresario del sector energético mientras prepara los amparos para proteger sus inversiones mientras recibe la noticia que el sector está por renovarse bajo la lógica populista de la 4T.

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Ayer, martes 23 de febrero, la Cámara de Diputados avaló el dictamen de esta Reforma, promovida por el propio presidente Andrés Manuel López Obrador, con la que fortalece y beneficia de manera directa a la Comisión Federal de Electricidad (CFE). La iniciativa se sin cambios al dictamen que el pleno recibió de la comisión de energía la semana pasada. Ahora el Senado tendrá 30 días para discutirla cuando la reciba y, en caso de aprobarla, la nueva ley deberá publicarse para entrar en vigor. 

La Cámara mexicana de Diputados aprobó este martes la polémica reforma a la Ley de la Industria Eléctrica que privilegia a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la empresa del Estado, en detrimento de las generadoras privadas, sobre todo de renovables. EFE

¿Cuál es el costo financiero de este cambio en las reglas del juego? 

Todas las obras de infraestructura en el sector energético por su envergadura y por su impacto en el tiempo para los inversionistas cuentan siempre con un mix de financiamiento que incluye la banca. “Los  proyectos eléctricos suelen ser siempre un 50% de deuda y un 50% de capital. Para atraer inversiones tras la Reforma en México se variaron los porcentajes en algunos casos -sobre todo cuando las empresas no eran las grandes multinacionales del sector- a 70/30 o incluso 80/20, donde la mayor parte era financiamiento bancario”, explica Victor Luque, socio de la consultora Atik Capital y que hasta abril de 2019 fue director general de Supervisión de Empresas del Estado en la Secretaría de Energía. Su especialidad es el análisis de planes de negocio y la evaluación financiera de proyectos energéticos. 

“Las inversiones del sector de energía se financian por ‘project finance’, es decir que las deudas se pagan con los flujos que genera el propio proyecto. Los bancos le prestan a un vehículo financiero (generalmente un fideicomiso) en el cual se proyectan los flujos que tendrá y se calcula un dato muy importante: la razón de cobertura de servicio de la deuda o RCSD”, agrega Luque. El RCSD es el cociente entre la diferencia de ingresos/egresos y el monto de pago de la deuda correspondiente para cada periodo. Esta razón debe ser siempre mayor a 1 para que sea financieramente viable el otorgamiento del crédito.

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En el caso del conflicto de hace dos años por los gasoductos, se logró hacer un cambio financiero en el pago a las empresas y a los inversionistas (se estiraron los plazos a futuro) pero siempre se trató de no afectar el RCSD, y con eso se evitó un conflicto financiero con los bancos (tanto privados como multilaterales o de desarrollo) que estaban con estas empresas. 

¿Cuánto dinero tiene la banca mexicana en el sector eléctrico?

“No todo lo invertido en el sector es crédito de instituciones financieras y el resto es equity, capital. La parte del crédito de instituciones mexicanas, no nos datos públicos y solo lo sabe la CNBV, que por secreto bancario no lo puede mostrar”, contesta a esta pregunta un banquero de un poderoso banco extranjero con larga data en el país y con créditos otorgados justo a proyectos de generación de energía. 

Pero se puede hacer un cálculo teniendo en cuenta, por ejemplo, las tres subastas de energía que se lograron hacer entre 2015 y 2017. En estos casos los proyectos de generación de electricidad -en distintos modelos y tipos de energía- prometieron sumar 9,000 megawatts. “Se calcula aproximadamente que cada megawatts de generación de energía requiere una inversión de 1 millón de dólares”, afirma Victor Luque. 

Podríamos decir entonces que solo en subastas la inversión fue de 9,000 mdd. Si se tiene en cuenta el mix entre crédito y capital, que en promedio fue de 70% a través de deuda, serían unos 6,000 mdd los que los bancos tienen de deuda de las obras de generación de electricidad. 

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Este monto -nuevamente sólo lo invertido tras las subastas- se divide entre préstamos de la banca privada (local e internacional) así como de la banca de desarrollo (Banobras, Bancomext y Nafin) y de instituciones financieras multilaterales como el BID o el Banco Mundial. 

“Lo cierto es que en todas las Reformas, incluida la actual, la ley dice los qué y no los cómos y posiblemente en la revisión de todos los contratos se repita el mismo modelo de los gasoductos, donde se modifican los contratos pero no se afecta financieramente a los bancos”, agrega Luque. 

Ahora, comienza un nuevo capítulo en la Reforma, con amparos, con demandas de inversionistas (locales e internacionales) a la espera de que el Poder Judicial revise a fondo las implicaciones en este Reforma a la Industria Eléctrica sobre todo por su impronta retroactiva que afecta a contratos ya firmados y en curso con decenas de empresas y clientes finales.