La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México enfrenta un proceso de selección con un nivel de competencia inédito tras la presentación de 222 proyectos finalizados que suman 37749 MW por parte de más de 80 empresas desarrolladoras. La sobreoferta redefine los criterios tradicionales de adjudicación, ya que la convocatoria bajo el esquema de inversión mixta tiene un objetivo inicial de 7500 MW, lo que implica una presión superior al 580%. "Considerando la sobreoferta recibida, un elemento determinante para ver si se aprueban o no las propuestas de los privados tiene que ver con los permisos y aprobaciones de obra, advirtió Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Akza Advisors, en diálogo con Energía Estratégica.
"Aquellos proyectos que cuentan con permisos pueden construirse y entrar en operación en tiempos más cortos, contribuyendo con ello a garantizar las necesidades energéticas del país", agregó.
El análisis del avance regulatorio de los proyectos confirma una brecha significativa entre iniciativas maduras y aquellas en etapas tempranas.
Sobre un total de los registros finalizados, solo:
- 105 proyectos cuentan con MIA o en trámite (041%)
- 116 proyectos presentan gestión MISSE (045.5%)
- 125 proyectos disponen de estudios de interconexión (049%)
- 91 proyectos no tienen ninguno de estos tres avances (036%)
Los desarrollos que ya combinan viabilidad ambiental, acceso a red y definición de terreno reducen significativamente la incertidumbre y acortan los plazos.
Dentro de este universo, empresas como AES México, Atlas Renewable Energy, Invenergy, Gemex, Solarig o Cúbico concentran proyectos con distintos niveles de avance, incluyendo casos con autorizaciones ya resueltas o en etapas avanzadas, lo que los posiciona mejor frente al proceso de evaluación.
Entre los desarrollos más avanzados destacan, por ejemplo, los parques eólicos Atria Wind Farm II (259 MW) y Atria Wind Farm 1 (140 MW y 112 MW) de AES México en Nuevo León, que ya cuentan con autorización condicionada en materia ambiental y permisos de interconexión resueltos.A estos se suma el Parque Solar Durango (270 MW y 150 MW) de la compañía, que presenta cumplimiento integral en permisos, estudios y definición de terreno.
Además de iniciativas como México Lindo Solar PV I (65 MW) de Energía Aljaval en Coahuila, así como Vega Energy Project (58 MW) de Reden en Nuevo León.
También figuran proyectos con alto grado de madurez en el norte del país, como Energéo Los Molinos (171 MW) de Thermion en Tamaulipas, Energía Solar Alaia II (180 MW) de Grupo Simsa en Chihuahua, proyectos de Solarig (72 MW) y Atlántica (200 MW). El cambio de lógica frente a esquemas anteriores resulta estructural para entender el comportamiento actual del mercado, ya que durante las subastas eléctricas implementadas tras la reforma energética, el precio de la energía era el principal factor de adjudicación.
Sin embargo, ese modelo se interrumpió en 2019 con la cancelación de las subastas de largo plazo, dejando al sector sin un mecanismo de licitaciones públicas competitivas durante varios años e, incluso, con incertidumbre política-regulatoria durante el gobierno de López Obrador (AMLO). Este punto explica en gran medida la "avalancha" de proyectos observada en la convocatoria actual, donde el capital privado vuelve a encontrar una ventana concreta de participación. "Las subastas eléctricas se diseñaron para minimizar costos de la energía eléctrica.
En el caso de la convocatoria para generación con inversión mixta el objetivo es ampliar la capacidad de generación en el sistema eléctrico nacional en el menor tiempo posible y al menor costo para el Estado mexicano", señaló el especialista.
En este nuevo paradigma, la evaluación incorpora factores como la bancabilidad, el nivel de permisos y la necesidad de obras de refuerzo en la red, que impactan directamente en los tiempos y costos de ejecución.
"Otros elementos importantes para la asignación y aprobación de las propuestas están relacionados con qué tan atractivos son los proyectos desde la perspectiva financiera y qué tantas obras de refuerzo incluyen para que puedan conectarse a la red y entrar en operación", advirtió Carranza.
"En la medida en que un proyecto incluye un número importante de obras de refuerzo, este se hace oneroso y poco atractivo en términos financieros", complementó. La variable geográfica también tendrá impacto en los resultados del proceso, particularmente en la formación de precios y competitividad regional. De acuerdo con el análisis del especialista, las regiones peninsulares como Baja California y Yucatán tenderán a registrar precios más altos, mientras que zonas como el noreste y noroeste podrían mostrar condiciones más competitivas.
"Resulta pertinente entender que la lógica que finalmente determinará si una propuesta se aprueba o no tiene que ver con permisos y aprobaciones de obra, bancabilidad de los proyectos y refuerzos de la red", enfatizó Carranza. En términos de estructura de mercado, el diseño de la convocatoria anticipa una asignación distribuida entre múltiples actores, capacidades y tecnologías, evitando una concentración excesiva. Esto se sustenta tanto en las bases del proceso como en la diversidad de participantes y se alinea con la necesidad de diversificar riesgos de ejecución en un contexto donde la prioridad es incorporar capacidad de forma rápida y confiable.
"Los desarrolladores internacionales podrán aportar la capacidad técnica y financiera para ejecutar los proyectos", señaló el consultor.
Y cabe recordar que una parte significativa de las empresas que participaron en la convocatoria corresponde a actores globales, entre los que se destacan Cox, EDF, Atlantica, EDP, Opdenergy, Trina Solar y BayWa r.e., lo que eleva el nivel competitivo del proceso.
"Es probable que los mercados laboral y de proveeduría se ajusten, haciendo más onerosa la contratación de talento calificado y el acceso a insumos especializados", apuntó el representante de Azka Adivsors.
"Hoy las empresas empiezan nuevamente a mostrar un interés en el sector.
Aunque cauteloso, este interés está vinculado con un hecho irrefutable: el mercado de la energía es muy atractivo.
La venta de energía eléctrica ya sea al suministrador básico o entre privados, es y seguirá siendo una actividad claramente rentable", concluyó Carranza.
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
Por Ailén Pedrotti
