Qué migra, qué evidencia exige la Ventanilla de Migraciones y qué riesgos operativos y financieros aparecen si no regularizas permisos legados en 2026.
La consulta en CONAMER abre un mecanismo que, en términos operativos, funciona como una amnistía administrativa con reloj corriendo: un procedimiento “voluntario” para que permisos legados de autoabastecimiento, cogeneración y producción independiente, junto con sus contratos y convenios asociados, crucen al marco de la Ley del Sector Eléctrico sin recorrer el laberinto completo de trámites. Importa porque convierte un problema jurídico heredado en un problema de ejecución: quien migra debe probar, con evidencia técnica y contractual, que lo que hoy opera como “legado” puede existir mañana como figura reconocida, medible y liquidable dentro del nuevo régimen. Para industria, bancos y desarrolladores, el mensaje es claro: el valor ya no está en “tener permiso”, sino en poder sostenerlo con medición, representación, balances y contratos que sobrevivan auditoría y operación real.
El anteproyecto propone lineamientos para migrar permisos legados emitidos bajo la LSPEE hacia figuras de la Ley del Sector Eléctrico mediante un procedimiento expedito soportado en una Ventanilla de Migraciones, con etapas definidas desde la manifestación de interés hasta el registro de activos y la fecha de entrada en operación comercial. En la práctica, esto reordena el costo de cumplimiento: la fricción deja de estar en “conseguir papel” y se mueve a “hacer trazable la operación”, especialmente en medición, representación en el MEM, formalización de contratos de interconexión o conexión y terminación anticipada de instrumentos legados que hoy sostienen el porteo y las relaciones internas de sociedades de autoabasto. El riesgo de no migrar no es solo político o narrativo; es financiero y operativo, porque la continuidad contractual, la bancabilidad y la capacidad de renovar o reestructurar acuerdos energéticos quedan amarradas a un marco cada vez más exigente en evidencia y trazabilidad.
La habilitación central es que el Estado reconoce que existe un universo de permisos legados que no desaparecerán por decreto, pero sí pueden quedar atrapados entre litigio, fiscalización y cambios de arquitectura del mercado. Los lineamientos operativizan transitorios de la Ley y del Reglamento para permitir que titulares de autoabasto y cogeneración, y sus contratos e instrumentos vinculados, soliciten migración mediante un procedimiento “especial” y administrativamente simplificado. La palabra clave es expedita: no significa automática, significa calendarizada, estandarizada y sustentada en un formato único con información mínima obligatoria, donde el solicitante acepta, como parte del costo de entrada al nuevo régimen, la terminación anticipada de contratos y convenios legados cuando aplique.
La restricción estructural es igual de relevante: la migración no te deja intacto. Te obliga a cambiar de lógica de operación, porque el régimen nuevo se apoya en representación en mercado, reglas de medición, estatus operativo del activo y contratos de interconexión o conexión formalizados en coordinación con CENACE, Transportista/Distribuidora y, en ciertos supuestos, CFE para exclusiones y bajas. Además, el propio diseño de modalidades muestra el objetivo regulatorio: separar con claridad quién genera, quién consume, bajo qué rol participa y cómo se liquidan excedentes, pérdidas, congestión o restricciones operativas sin esconderlo dentro de porteo y arreglos privados.
La primera obligación es documental, pero no es burocrática: es de consistencia. La solicitud debe presentarse en un formato único y debe incluir datos del permiso a migrar, y de los contratos y convenios vinculados, junto con la manifestación de consentimiento para su terminación anticipada cuando proceda. En el mundo real, esto fuerza a los grupos industriales a alinear actas corporativas, acuerdos entre socios, anexos técnicos y obligaciones comerciales que durante años se manejaron como “operación interna”, pero que ahora deben sobrevivir revisión formal.
La segunda obligación es técnica-operativa: la migración no se sostiene si la central y las cargas no pueden demostrar su “verdad eléctrica”. El anteproyecto incorpora definiciones y requerimientos sobre medición y funcionalidad mínima, incluyendo medición bidireccional con perfil de 5 minutos, sincronización de tiempo y comunicación operativa, y transformadores de instrumento cuando corresponda. Eso no es un detalle: es el candado que convierte un legado en un activo auditable. En proyectos donde la medición actual fue diseñada para el confort del contrato legado, este punto puede convertirse en el cuello de botella que retrasa o encarece la migración.
La tercera obligación es de coordinación contractual: la formalización del contrato de interconexión o conexión, y la terminación anticipada de contratos legados y convenios vinculados, debe ejecutarse de manera que no existan “vacíos” donde la central o la carga se queden sin contrato vigente o sin representación en el MEM. Aquí el riesgo no es teórico; es continuidad. Un mal calendario puede dejar a una planta industrial con energía sin marco contractual claro, o con un esquema de suministro transitorio más caro, justo cuando el comité interno exige certidumbre de costos.
La cuarta obligación es de representación y roles: en modalidades conjuntas, la central debe estar representada por una participante del mercado en modalidad generadora y las cargas deben registrarse como usuarios calificados y ser representadas por un suministrador calificado, con reglas específicas para evitar que una carga se “separe” a mitad del proceso y pierda los beneficios del esquema expedito. Esto reconfigura el gobierno interno de energía: ya no basta con tener un “encargado de contratos”; se necesita un dueño del proceso que entienda representación, registro, balances y consecuencias.
La quinta obligación es de pruebas y verificación en activos ya operando. El esquema contempla pruebas operativas mínimas para verificar parámetros de seguridad, confiabilidad y calidad de interconexión como parte del procedimiento. Para activos viejos, esto puede destapar pasivos técnicos que llevaban años normalizados: protecciones, calibración, comunicaciones, calidad de medición y capacidad de cumplir requerimientos de operación bajo reglas actuales.
La sexta obligación, frecuentemente subestimada, es el estatus operativo del activo al migrar. El diseño prevé condiciones transitorias como estatus “no despachable” por un periodo, con la exigencia de realizar gestiones para actualizar a “despachable” ante CENACE dentro de un plazo. En la práctica, esto pega directo a modelos financieros que asumían disponibilidad plena desde el día uno, y obliga a recalibrar curvas de riesgo, penalizaciones y garantías.
La séptima obligación es de control de cambios: si una o varias usuarias finales dejan de migrar en conjunto, hay reglas para avisos, continuidad de suministro y efectos que no deben surtir hasta que se complete la migración de la central. Esto obliga a tratar la migración como programa de portafolio, no como trámite individual: una salida desordenada de socios puede romper la arquitectura completa del caso.
Para la industria usuaria de esquemas legados, el beneficio es la posibilidad de regularizarse sin apostar todo a litigio permanente. El costo es que energía deja de ser “contrato heredado” y se convierte en una función gobernada por evidencia: medición, representación, roles y responsabilidades. Los grandes consumidores ganan una ruta para recontratar energía y financiar CAPEX sin el descuento reputacional del legado, pero solo si invierten en datos y disciplina operativa.
Para suministradores calificados y participantes del mercado, esto abre cartera: cargas que antes estaban cautivas en sociedades y porteos pueden transitar a suministro calificado o a esquemas que requieren representación formal. El riesgo es que el periodo de migración genere fricción en medición y en cambios de representante que, si se manejan mal, rompen beneficios del esquema expedito y generan conflictos con clientes industriales.
Para CFE, el movimiento tiene dos lecturas. La primera es operativa: reduce zonas grises y permite ordenar exclusiones, contratos y bajas coordinadas con CENACE. La segunda es de poder de mercado: más cargas pueden terminar en suministro básico o en decisiones de suministro donde CFE compite con ventaja por percepción de estabilidad. Eso reconfigura competencia, sobre todo en regiones donde la industria prioriza continuidad sobre optimización.
Para desarrolladores y EPC, la migración vuelve “vendible” el proyecto solo si el diseño incluye desde el principio medición, pruebas, documentación y capacidad de sostener el estatus regulatorio post-migración. La bancabilidad deja de depender únicamente de la curva de costos; depende de la capacidad de probar operación bajo reglas auditables.
Para bancos y financiadores, los lineamientos son una señal útil: hay ruta institucional para convertir activos legados en activos financiables. Pero también elevan el estándar de due diligence. El checklist ya no es solo legal; es técnico-contractual: medición, pruebas, representación, estatus, y riesgo de transición.
El primer riesgo invisible es el litigio por fricción transitoria: cuando una migración exige terminar anticipadamente instrumentos legados, aparecen disputas internas entre socios, centros de carga y generadores que durante años convivieron bajo un equilibrio informal. El procedimiento expedito puede acelerar el choque de intereses.
El segundo riesgo es el “apagón administrativo” por desalineación de tiempos: un activo puede quedar sin contrato vigente o con representación incompleta si la coordinación entre ventanilla, formalización contractual y registro de activos falla. El impacto no es un oficio; es la discontinuidad operativa, o el encarecimiento súbito del suministro.
El tercer riesgo es el técnico: medición y pruebas. Proyectos que eran económicamente sanos pueden volverse inviables si la infraestructura física no permite adecuaciones de medición o comunicación, o si las pruebas revelan incumplimientos de confiabilidad y calidad que obligan a inversiones no presupuestadas.
El cuarto riesgo es el de curtailment administrativo y estatus: migrar con estatus no despachable y no completar a tiempo gestiones para actualizar puede convertir un proyecto en “activo instalado” pero no “activo utilizable” como lo entiende un CFO. Es el tipo de riesgo que destruye confianza en comités de inversión.
En los próximos 30 días, el comité de energía de cualquier grupo industrial con legado debe levantar un inventario único de verdad: permisos, contratos, convenios, anexos técnicos, esquema de medición actual, y mapa de socios y centros de carga, con un dueño interno de decisión. Sin esa base, la migración se convierte en negociación caótica.
En 60 días, la prioridad es un diagnóstico técnico de migrabilidad: brecha de medición contra funcionalidad mínima, capacidad de comunicación y sincronización, condiciones para pruebas operativas, y plan realista de adecuaciones con presupuesto. Si ese diagnóstico no se hace antes de decidir, el proyecto entra a migración “a ciegas” y paga el precio en retrasos y sobrecostos.
En 90 días, la decisión estratégica es contractual: definir arquitectura de futuro (usuario calificado con suministro calificado, suministro básico, grupo/figura aplicable), calendarizar terminaciones anticipadas y formalizaciones, y amarrar representación en mercado sin perder continuidad. La migración expedita premia el orden y castiga el entusiasmo sin ingeniería.
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