El requisito de incorporar almacenamiento en la convocatoria mixta de CFE se perfila como uno de los factores que podría empujar al alza los precios ofertados, pero también como un elemento que está llevando a los desarrolladores a replantear sus modelos financieros.
Abraham García Escárzaga, especialista regulatorio y ex ejecutivo en RWE y Jinko Power, señala que, si bien el 30% obligatorio de baterías eleva costos, también puede incentivar a sobredimensionar proyectos con más almacenamiento para capturar ingresos adicionales en mercados de potencia y mejorar su bancabilidad.
“La solicitud que hace CENACE es que ese porcentaje lo controle el operador de red para decidir en qué momento se despacha la energía. Si el desarrollador quiere participar en el mercado de balance de potencia, tiene que sobredimensionar su almacenamiento e invertir más en baterías para disponer de ese excedente”, explicó García Escárzaga en diálogo con Energía Estratégica.
Y agregó: “Los proyectos incrementan lo que tienen de almacenamiento; terminan colocando un 50% o 60% de capacidad en baterías”.
Asimismo, apuntó que los precios del mercado de balance de potencia han sido elevados en los últimos años en México, lo que podría representar una fuente relevante de ingresos adicionales para sostener esa sobreinversión.
“Entrando al mercado de balance de potencia puedes pagar la inversión de baterías en cuatro años”, aseguró, aunque matizó que, considerando que una parte del almacenamiento queda reservada para CENACE, los horizontes de repago podrían extenderse hacia ocho o diez años.
La sobreoferta presiona precios, pero el diseño del esquema establece un piso
Aunque el componente de BESS introduce presión alcista sobre las ofertas, García Escárzaga advirtió que esa dinámica convive con una señal opuesta: la fuerte competencia derivada de la sobreoferta presentada en la convocatoria.
Con cerca de 38 GW ofertados para una demanda esperada de 7,5 GW, considera que el apetito del mercado refleja años de proyectos acumulados buscando una vía de materialización.
“No se trata de una señal irracional; son las ganas del mercado de poder hacer realidad estos proyectos”, sostuvo.
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A su juicio, esa competencia empujará los precios hacia abajo, particularmente en nodos donde varios desarrolladores compitan con proyectos similares. Sin embargo, remarcó que esa presión competitiva tiene límites por el propio diseño financiero de la convocatoria.
Uno de ellos es el esquema donde el 70% de la energía quedaría contratada con CFE, mientras el 30% restante se comercializaría a mercado y quedaría expuesto a señales nodales.
“Ese riesgo lo asume completamente el desarrollador”, advirtió, al señalar que la volatilidad de los nodos puede representar un upside importante, pero también un factor de incertidumbre que debe incorporarse en los modelos económicos.
A ello se suma que, a diferencia de las antiguas subastas de largo plazo, en este esquema la planta pasará a manos de CFE al finalizar el contrato, lo que elimina la posibilidad de considerar ingresos residuales más allá del plazo contractual.
“Ya no tienes el proyecto al finalizar el PPA, y el promotor tiene que capturarlo de alguna manera”, sostuvo, al explicar por qué espera precios por encima de los observados en ciclos anteriores.
Bajo esa combinación, proyecta que las ofertas podrían ubicarse en una banda de 40 a 80 dólares por MWh, lejos de los niveles récord cercanos a 17 dólares por MWh alcanzados en la tercera subasta de largo plazo en el año 2017.
Respecto a las adjudicaciones, consideró que los desarrolladores con proyectos maduros y trayectoria en México podrían llegar mejor posicionados, no solo por precio, sino por nivel de avance, calidad de los sitios y capacidad de estructurar propuestas bancables bajo este nuevo esquema.
“No solamente es el precio de la energía lo que se tiene que tomar en cuenta para adjudicar, sino la madurez del desarrollo”, concluyó.
En este contexto de convocatorias renovables, el sector tendrá un espacio clave de discusión el próximo 19 de mayo en el Future Energy Summit (FES) México, donde se espera la participación de 500 ejecutivos del ámbito público y privado. El evento se perfila como un punto de encuentro estratégico para analizar los esquemas, los desafíos regulatorios y las oportunidades de inversión que emergen a partir de este nuevo marco para renovables y almacenamiento.