Las fuerzas del DOE incitan a mantener las centrales térmicas de Indiana abiertas durante el verano. ¿Cuál es el verdadero costo de esto?

El 23 de marzo de 2026, el Departamento de Energía de los Estados Unidos emitió órdenes de emergencia, obligando a la filial de NIPSCO de CenterPoint Energy a mantener en funcionamiento dos plantas de carbón hasta el 21 de junio de 2026. Esta orden afecta a ocho unidades de producción de carbón ubicadas en las centrales eléctricas R.M. Schahfer y F.B. Culley, en Indiana. Estas unidades tenían como fecha límite para cerrar sus operaciones al final del año 2025.

La autoridad legal proviene de…Sección 202(c) de la Ley Federal de EnergíaEsto otorga al DOE los poderes de emergencia necesarios para enfrentar las amenazas a la fiabilidad de la red eléctrica. Este orden emitido en marzo amplía la directiva inicial de 90 días, emitida el 23 de diciembre de 2025. De este modo, se crea una normativa federal continua, que tendrá validez desde finales de diciembre hasta mediados de junio.

Las órdenes instruyen a NIPSCO, CenterPoint Energy y al Midcontinent Independent System Operator (MISO) a que tomen todas las medidas necesarias para asegurar que las unidades de generación mencionadas permanezcan disponibles para su funcionamiento. La justificación presentada por el Departamento de Energía se centra en la fiabilidad de la red eléctrica y en la prevención de cortes de electricidad. Se cita el rendimiento de estas plantas durante el período de frío de enero: Schahfer generó más de 285 megavatios diariamente, mientras que Culley operó con una capacidad de aproximadamente 30 megavatios casi todos los días.

La cronología es precisa: las órdenes de emergencia actuales entraron en vigor el 24 de marzo de 2026, y permanecerán en vigencia hasta el 21 de junio de 2026. En total, son aproximadamente 90 días desde la fecha original en que se emitieron estas órdenes. Esta extensión se produjo después de que las plantas demostraran ser cruciales durante el período inicial de aplicación de las órdenes. Las plantas funcionaron durante períodos de alta demanda de energía, pero con una producción de energía intermitente.

Pero hay un problema. Inicialmente, se planeaba que estas plantas fueran desactivadas, ya que las compañías de servicios públicos están pasando a utilizar gas natural y fuentes de energía renovables. Ahora, mantenerlas en funcionamiento resulta muy costoso. Los funcionarios de NIPSCO informaron a los reguladores estatales de que el costo podría superar los 100 millones de dólares en inversiones de capital, además de los costos operativos diarios, que suman aproximadamente 1.2 millones de dólares. El Sierra Club estima que el costo neto para los consumidores es de aproximadamente 174.000 dólares al día para Schahfer, y 21.000 dólares al día para Culley.

Estos costos no se reflejan actualmente en los precios de los servicios para los clientes.

El impacto financiero: ¿quién paga por esto?

La carga financiera directa recae en los contribuyentes, no en los accionistas de CenterPoint… al menos, no directamente. Los funcionarios de NIPSCO informaron a las autoridades reguladoras de Indiana que esta medida requerirá inversiones de más de 100 millones de dólares en capital.Además de los costos operativos diarios.El Sierra Club estima que el costo neto para los consumidores es de aproximadamente 174,000 dólares al día para Schahfer, y 21,000 dólares al día para Culley. Estos valores diarios se traducen en aproximadamente 15,7 millones de dólares y 1,9 millones de dólares, respectivamente, durante el período de orden de unos 90 días.

Pero hay algo que preocupa: la duración del contrato limita el impacto en los ingresos de la empresa. Un período de aproximadamente 90 días significa que estos costos no se repartirán entre varios trimestres. CenterPoint podrá recuperar estos gastos a través de futuras revisiones de las tarifas, lo que hará que la carga se distribuya entre los clientes a lo largo de varios años. Para una empresa de tamaño similar al de CenterPoint, una inversión de más de 100 millones de dólares es algo importante, pero manageable. No causará problemas graves para la empresa, y tampoco representará un impacto directo en los ingresos a corto plazo.

Lo que hace que esto sea cuestionable desde el punto de vista económico es precisamente lo que MISO ya había señalado anteriormente. La operadora del sistema aprobó los planes de retiro de estas unidades mediante procesos de planificación estándar. Esto indica que el sistema seguirá siendo confiable, incluso después de que estas unidades se retiren. La orden emitida por el DOE menciona explícitamente este aspecto.Electricidad asequible, confiable y segura.Esa es una justificación… Pero obligar a las unidades a operar cuando el operador del sistema indicó que no eran necesarias, genera costos innecesarios en términos de combustible y mantenimiento.

Los datos de la EIA correspondientes a enero revelan claramente la ineficiencia de las unidades de producción de carbón. Solo la mitad de las ocho unidades que se ordenaron para producir carbón lograron generar electricidad suficiente. Dos unidades consumieron más energía de la que produjeron, y otras dos no generaron ninguna cantidad de electricidad en absoluto.De acuerdo con los datos de operación de la planta de energía.Por ejemplo, la unidad 18 de Schahfer tuvo una generación neta de -3,705 millones de kWh. Es decir, consumió más energía de la que produjo.

No se trata solo de costos. Se trata de si el gobierno federal debe anular las decisiones de planificación regional que indicaban que estas plantas podían cerrar sin amenazar la confiabilidad del sistema eléctrico. La orden prioriza la disponibilidad sobre los aspectos económicos. Pero los datos sugieren que algunas unidades ni siquiera contribuían significativamente a la generación de energía cuando se tomó esa decisión. Los contribuyentes están pagando por una disponibilidad que quizás no era realmente necesaria.

Reacción del mercado y estructura de valoración

Las acciones de CenterPoint Energy se negocian a un precio de 43.19 dólares, lo cual representa una disminución del 0.9% con respecto al máximo histórico de 43.58 dólares registrado en los últimos 52 semanas.Con un capitalización de mercado de 28.2 mil millones de dólares.Ese posicionamiento es importante. La acción ya ha subido tras la noticia sobre la orden emitida por el DOE. Esto indica que el mercado ya ha tenido en cuenta al menos parte del impacto negativo. Pero con un multiplicador P/E de 26.67 y un rendimiento del dividendo del 2.06%, los inversores están pagando un precio elevado por una empresa de servicios públicos que enfrenta desafíos significativos.

La orden vence el 21 de junio de 2026; se limita a los resultados financieros del segundo trimestre de 2026. Ese límite temporal es el principal obstáculo para la gestión del riesgo. CenterPoint recuperará los costos de capital y operativos a través de futuras revisiones de las tarifas, distribuyendo esa carga entre los clientes a lo largo de varios años, en lugar de asumirla como un impacto directo en los resultados financieros. Para una empresa de esta dimensión, una despesa de más de 100 millones de dólares no es algo grave, sino que puede gestionarse fácilmente. No causará que la empresa se haya arruinado, y tampoco se tratará como un colapso financiero inmediato.

Pero lo que el mercado podría estar subestimando es lo siguiente: la opinión pública en Northwest Indiana es extremadamente negativa. Los comentaristas locales no solo son escépticos, sino que también acusan a CenterPoint de utilizar cualquier excusa para aumentar las tarifas. Consideran que esta situación es una “corrupción pura” y dicen que la compañía energética simplemente dirá que el sistema está averiado y que necesita reparaciones, con el fin de obtener más dinero.De residentes frustrados.Ese tipo de sentimientos no desaparecen cuando la orden expira. Estos sentimientos causan problemas regulatorios y políticos, cualquier cambio en los planes de recuperación o retiro de las tasas de interés en el futuro.

La cuestión de la valoración es la siguiente: ¿las acciones están cotizadas a un precio justo en estos niveles, o existe riesgo de que el mercado no haya apreciado completamente el valor de las acciones? El período de 90 días limita los daños a las ganancias, pero el mecanismo de recuperación de costos implica que son los contribuyentes, y no los accionistas, quienes sufren las consecuencias. Ese es un aspecto estructural, no un error, desde la perspectiva de CenterPoint. El verdadero riesgo radica en si el mercado considerará que existen más obstáculos regulatorios, o si el multiplicador P/E se reducirá si la situación cambia, pasando de ser “héroe de la fiabilidad” a “empresas que buscan obtener beneficios rápidamente”.

Por ahora, los precios de las acciones consideran que este evento es algo que se puede manejar, y que no representa una situación grave. La pregunta para los inversores es si esa es toda la realidad, o si las consecuencias políticas y regulatorias podrían extenderse más allá del 21 de junio.

Catalizadores y qué hay que observar

La fecha de vencimiento del 21 de junio es un marcador temporal importante. Pero el verdadero movimiento tendrá lugar debido a tres factores que se oponen entre sí: las disputas legales, las resistencias regulatorias por parte de los estados, y las propias evaluaciones de la fiabilidad realizadas por MISO.

Los grupos legales y ambientalistas ya se están movilizando. La orden emitida por el DOE se dirige específicamente a las unidades de carbón que MISO había autorizado previamente para su desmantelamiento, mediante los procesos de planificación estándar.A pesar de los planes iniciales de retirar a estas unidades del servicio activo…Esa desconexión entre las decisiones de los funcionarios federales y las conclusiones de los operadores del sistema eléctrico regional crea una clara vulnerabilidad legal. Los grupos argumentarán que esa orden va en contra de la autoridad del Departamento de Energía, ya que la planificación regional ya ha confirmado la fiabilidad del sistema eléctrico, sin la intervención de estas unidades.

También está la cuestión de recuperar los costos. NIPSCO ya ha informado a las autoridades de Indiana de que la normativa exige inversiones de más de 100 millones de dólares en capital, además de los costos operativos diarios. Cuando CenterPoint presente su solicitud para recuperar los costos, se espera que haya una batalla regulatoria muy intensa en Indiana. La opinión pública no solo es escéptica, sino que también está extremadamente hostil hacia la compañía. Los residentes califican a esta empresa de “pura corrupción” y acusan a la empresa de inventar necesidades de reparación para obtener más dinero.De residentes frustrados…Ese tipo de ira no desaparece cuando la orden expira. De hecho, eso proporciona a los reguladores de Indiana una excusa para oponerse firmemente a cualquier solicitud de recuperación de costos.

El secretario Wright mencionó lo siguiente:Evaluación de la fiabilidad a largo plazo para el año 2025Se trata de una advertencia relacionada con los riesgos que implican los recursos, y que dependen del clima. Pero esa evaluación se refería a la red en su conjunto, no a esas unidades específicas. La orden establecida prioriza la disponibilidad sobre las consideraciones económicas. Sin embargo, los datos indican que algunas unidades ni siquiera contribuían de manera significativa a la generación de energía, cuando se tomó esa decisión.

Hay que esperar al próximo proceso de subasta y estudio de fiabilidad de MISO. Si el operador del sistema eléctrico confirma una vez más que estas unidades no son necesarias para garantizar la fiabilidad del sistema, eso debilitará la posición legal del DOE y fortalecerá la capacidad de los reguladores locales para negar cualquier tipo de recuperación de costos. Es en este punto donde se rompe la lógica de la interferencia federal con las autoridades locales.