La Comisión Federal de Electricidad (CFE) firmó contratos para los proyectos mixtos adjudicados en México a precios ubicados en un rango estimado de USD 40 - 50 x MWh, según pudo averiguar Energía Estratégica en diálogo con los ganadores.
Las firmas se llevaron a cabo entre el 3 y el 9 de julio y correspondieron a parte de los 7400 MW adjudicados en la primera ronda del esquema mixto, impulsado para incorporar nueva capacidad de generación bajo acuerdos con la empresa estatal.
El resultado se ubica muy por debajo de buena parte de las propuestas descartadas. Los proyectos que no obtuvieron contratos presentaron un precio monómico promedio de USD 136 x MWh, mientras que la oferta más elevada alcanzó los USD 418,1 x MWh.
A su vez, los valores adjudicados superan los registrados en la tercera y última Subasta Eléctrica de Largo Plazo concretada en México, cuyo fallo se anunció el 22 de noviembre de 2017. En aquella convocatoria se alcanzó un mínimo de USD 17,77 x MWh para proyectos eólicos y un promedio de energía limpia de USD 20,57 x MWh.
El país no volvió a completar una licitación de esas características. La cuarta subasta, convocada en 2018, fue suspendida el 3 de diciembre de ese año mientras se revisaban sus objetivos y alcances, y posteriormente cancelada el 31 de enero de 2019. Por ello, el proceso de 2017 continúa siendo la última referencia adjudicada bajo aquel modelo.
Sin embargo, la comparación entre los USD 17,77 x MWh de 2017 y el rango actual de USD 40 - 50 x MWh requiere considerar que los productos contratados y las condiciones del mercado no son equivalentes.
El esquema mixto incorpora generación, potencia, Certificados de Energías Limpias (CEL) y servicios de almacenamiento bajo modalidad tolling, por lo que el precio monómico representa un paquete más amplio que el costo de la energía producida.
Además, las iniciativas participantes debían contemplar sistemas de baterías equivalentes, como mínimo, al 30% de la capacidad de generación, con una duración no menor a tres horas. La obligación impacta sobre la inversión inicial, la operación y la estructura financiera de cada propuesta.
Uno de los proyectos que permite observar cómo se conformó esa nueva referencia es El Chorro, una iniciativa de 705 MW eólicos acompañada por 317 MW de almacenamiento durante tres horas, equivalentes a aproximadamente 952 MWh BESS.
El desarrollo, considerado el parque eólico de mayor capacidad seleccionado dentro del esquema mixto, alcanzó un precio cercano a USD 50 x MWh y una Tasa Interna de Retorno (TIR) objetivo del 14,5%.
“Este proyecto inició con 705 MW y 30% de baterías de tres horas. Después, conforme nos fuimos en las negociaciones con CFE, se fue incrementando la capacidad de las baterías al 45% del total de la capacidad”, manifiesta Ricardo Hurtado González, CEO de Terralia, en diálogo con Energía Estratégica.
El caso muestra que las rondas de trabajo no se limitaron al precio de la energía. La empresa estatal también revisó la rentabilidad prevista, los costos de los equipos y la consistencia de los presupuestos presentados por los desarrolladores.
“Mejora el indicador en esta parte, baja un poco la TIR, verifica con proveedores”, recuerda Hurtado González sobre algunas de las observaciones realizadas durante las negociaciones con la CFE.
De este modo, el rango de USD 40 - 50 x MWh surge de un proceso en el que los participantes debieron ajustar variables financieras y técnicas, además de reforzar en determinados casos el componente de baterías inicialmente contemplado.
Precios de hasta USD 418,1 x MWh entre los descartados
El componente económico fue uno de los principales filtros de la primera ronda. El 55% de las iniciativas que avanzaron en el proceso no resultó adjudicado, ya fuera por sus precios, por saturación de la red o por incumplimientos relacionados con los requisitos ambientales.
La evaluación de los proyectos descartados expone una dispersión significativa. Mientras algunas ofertas se ubicaron entre USD 72 y 79 x MWh, otras superaron ampliamente los USD 100 x MWh.
Seguir leyendo
El caso más extremo corresponde al Proyecto Híbrido Oasis, desarrollado por HDF Energy en Baja California Sur, que presentó un precio monómico de USD 418,1 x MWh y una TIR objetivo del 13,3%.
La misma compañía ofertó 326,6 x MWh para el Proyecto Híbrido Los Cabos, con una rentabilidad esperada del 12%. Ambos desarrollos quedaron ampliamente alejados de los valores aceptados por la CFE.
También superaron la barrera de los USD 100 x MWh tres iniciativas de Invenergy. El Palmar Energy Center (USD 124,9 x MWh), el parque eólico de Euronotus (USD 110,3 x MWh) y Loreto Energy Center (USD 109,5 x MWh).
Los datos indican que una oferta inferior a USD 80 x MWh tampoco garantizaba la adjudicación. La disponibilidad de la red, la ubicación, los límites regionales y el cumplimiento técnico y ambiental también incidieron en la selección.
En conjunto, las iniciativas rechazadas registraron una TIR objetivo promedio del 13,9% y un precio monómico medio de USD 136 x MWh.
Qué cambió desde la subasta récord de 2017
La tercera Subasta Eléctrica de Largo Plazo permitió que Enel Green Power obtuviera contratos para Energía Limpia de Amistad 2, de 167 MW, y Amistad 3, de 122 MW, a USD 17,77 x MWh.
La compañía también logró adjudicar otros desarrollos dentro de un rango de USD 18 - 19,4 x MWh, mientras el precio promedio de energía limpia del proceso se situó en USD 20,57 x MWh. Aquellos resultados posicionaron a México entre los mercados renovables con los valores más bajos a escala internacional.
No obstante, el contexto financiero, tecnológico y contractual cambió de manera sustancial desde entonces. Las iniciativas actuales deben sumar 30% de baterías, sistemas de conversión, infraestructura de control y equipos adicionales de conexión. También necesitan contemplar la operación de los sistemas BESS y la eventual reposición de componentes durante la vida útil de los contratos.
A ello se añade el encarecimiento del financiamiento. Un mayor costo del capital incrementa el ingreso requerido para garantizar la bancabilidad de proyectos que combinan generación renovable y almacenamiento.
Por esa razón, el rango de USD 40 - 50 mencionado no refleja únicamente un aumento del precio de la electricidad frente a 2017. También incorporan servicios y activos que no estaban contemplados bajo las mismas condiciones en la última subasta adjudicada.
El proceso podría dejar así una nueva señal para el sector: los desarrolladores que participen en futuras convocatorias deberán integrar almacenamiento y mantener la rentabilidad de sus proyectos sin alejarse del margen planteado.
Esa referencia será determinante para las nuevas convocatorias renovables, cuyos cronogramas fueron modificados recientemente para ampliar los plazos de participación. El proceso permitirá avanzar sobre una cartera pendiente de asignación de 6.754 MW, compuesta por 4.595 MW fotovoltaicos y termosolares, además de otros 2.159 MW eólicos.
Hasta el 30 de junio se desarrolló la etapa de revisión y prevención de observaciones a cargo del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), previa a la definición de los estudios de interconexión. Posteriormente, los desarrolladores deberán realizar los pagos correspondientes hasta el 15 de julio y presentar sus solicitudes de permiso ante la Comisión Nacional de Energía (CNE) entre el 16 de julio y el 18 de agosto.
La evaluación técnica de las iniciativas y su alineación con los criterios de planeación vinculante del sistema eléctrico se realizará durante octubre. Ese mismo mes se conocerán los resultados definitivos de las convocatorias y los permisos aprobados por el Comité Técnico de la CNE.
“El objetivo es tener todas las plantas nuevas que se requieren asignadas este mismo año”, afirma Luz Elena González, secretaria de Energía.
De cumplirse ese calendario, las nuevas capacidades podrían quedar asignadas durante octubre, aunque la eventual firma de contratos dependerá de las etapas posteriores de negociación, formalización y cumplimiento de las condiciones establecidas para cada proyecto.