Terralia avanza con una cartera de 850 MW de proyectos eólicos y fotovoltaicos en la segunda convocatoria mixta de México, mientras el sector privado permanece atento a la definición de las adjudicaciones y a la posibilidad de que el Gobierno abra nuevas oportunidades de inversión en energías renovables.
Ricardo Hurtado González, CEO de Terralia, reveló que la compañía cuenta con un parque eólico de 100 MW en Puebla y alrededor de 750 MW solares dentro de la cartera que actualmente avanza en el proceso de preselección en México.
“Nuestro proyecto eólico de 100 MW, es de los que tienen buenas obras de refuerzo y de interconexión”, manifestó durante su participación en el streaming “Se tenía que decir y se dijo”, de Energía Estratégica.
De esta manera, la tecnología fotovoltaica concentra aproximadamente el 88% de los 850 MW que Terralia mantiene en evaluación, mientras que el 12% restante corresponde a generación eólica.
La participación actual de Terralia se produce después de que la compañía lograra adjudicarse El Chorro, un proyecto de 705 MW eólicos acompañado por 317 MW de baterías con tres horas de duración, equivalentes a aproximadamente 952 MWh de almacenamiento, en la primera convocatoria mixta en asociación con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Según reveló previamente Hurtado González a Energía Estratégica, aquella adjudicación requirió cuatro rondas de negociación con la CFE y organismos del sector, durante las cuales se ajustaron las condiciones económicas y técnicas de la iniciativa.
El proyecto contempla una inversión cercana a 1.000 millones de dólares, un precio de energía próximo a 50 dólares por MWh y una tasa interna de retorno objetivo del 14,5%, además de un contrato de compraventa de energía a 25 años.
En esa primera experiencia, el almacenamiento pasó de representar inicialmente el 30% de la potencia de generación a aproximadamente el 45%, como resultado de las negociaciones desarrolladas con la empresa estatal.
El ejecutivo sostiene que la primera convocatoria permitió despejar parte de las dudas que mantenían determinados desarrolladores sobre el funcionamiento del esquema, especialmente entre empresas que inicialmente adoptaron una posición más conservadora.
Si todos estos proyectos que participan de la convocatoria obtuvieran una adjudicación definitiva, la empresa alcanzaría 1555 MW de generación renovable adjudicada entre ambos esquemas, sin contabilizar la potencia de los sistemas de almacenamiento asociados.
Sin embargo, el ejecutivo advierte que la preselección representa únicamente una etapa del proceso y que los participantes deben superar nuevos filtros antes de concretar los acuerdos correspondientes.
Por otro lado, Hurtado González aseguró: “Se habla de una tercera convocatoria, todavía no de manera oficial”. La expectativa se produce en un contexto en el que la Secretaría de Energía y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) avanzan en la evaluación técnica y financiera de las iniciativas presentadas, bajo un esquema de participación mixta que Terralia considera favorable para estructurar inversiones de largo plazo.
Desde la perspectiva empresarial, el ejecutivo sostiene que este mecanismo representa una oportunidad para movilizar capital privado y facilitar el desarrollo de nuevas centrales.
“Desde nuestro punto de vista, empresarialmente hablando ha sido uno de los mejores formas financieras de hacer posible estos proyectos”, expresó.
¿Por qué la energía solar concentra el 80% de los proyectos en México?
En cuanto al predominio de la tecnología fotovoltaica en las convocatorias, Hurtado González explica que los plazos de desarrollo y las exigencias de bancabilidad condicionan la participación de los proyectos eólicos, pese a sus ventajas en términos de producción energética.
En particular, destaca que las centrales eólicas requieren normalmente al menos un año de mediciones del recurso para satisfacer las condiciones exigidas por las entidades financieras, una circunstancia que dificulta presentar iniciativas completamente nuevas dentro de los calendarios establecidos.
“Es muy complicado poder sacar un proyecto nuevo, nuevo, con este tipo de tiempos que tenemos para poder participar”, explicó el CEO de Terralia.
Esta diferencia contribuye a que aproximadamente el 80% de los proyectos corresponda a tecnología fotovoltaica y el 20% restante a generación eólica, según las estimaciones del ejecutivo.
No obstante, Hurtado González considera que los parques eólicos ofrecen ventajas por sus mayores factores de planta, lo que permite alcanzar niveles superiores de producción energética.
Mayores exigencias de almacenamiento y costos de interconexión
Uno de los principales cambios que identifica Hurtado González en la segunda convocatoria es la incorporación de nuevos filtros técnicos y económicos para seleccionar los proyectos, especialmente relacionados con estudios de impacto y necesidades de infraestructura.
Según explicó, los desarrolladores deben afrontar pagos por estudios indicativos y de impacto que permiten determinar los requerimientos de refuerzo e interconexión de cada central.
Desde su perspectiva, estas exigencias contribuyen a depurar el conjunto de propuestas y permiten identificar aquellas iniciativas con mejores condiciones para avanzar hacia su puesta en operación.
En ese contexto, destacó la rapidez con la que el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) comenzó a entregar resultados técnicos correspondientes a determinados proyectos.
Según precisó, “estudios que inicialmente contemplaban un plazo de 30 días comenzaron a entregarse en aproximadamente una semana”, una circunstancia que interpreta como una señal de aceleración del procedimiento.
En materia de almacenamiento, la convocatoria establece un requisito mínimo de baterías equivalente al 30% de la potencia de generación, aunque los resultados técnicos pueden determinar necesidades adicionales.
Hurtado González reveló que algunos desarrollos de Terralia registraron incrementos respecto de los dimensionamientos inicialmente previstos.
“Para nosotros aumentó un poco más, se fue 15% más arriba en algunos de los proyectos que estabamos considerando”, comentó.
En términos concretos, señala que determinadas centrales de 100 MW que inicialmente contemplaban 30 MW de almacenamiento ahora requieren entre 35 y 40 MW de baterías.
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No obstante, el CEO señaló que estos incrementos no representan necesariamente el principal riesgo para la rentabilidad de los proyectos, debido a que el modelo financiero permite incorporar modificaciones en el dimensionamiento del almacenamiento.
Por el contrario, las obras de refuerzo e interconexión constituyen los factores económicos más sensibles para los desarrolladores, dado que sus costos pueden condicionar la viabilidad de las centrales.
“En el modelo financiero lo principal que te puede afectar son prácticamente las obras de refuerzo y las obras de interconexión”, advirtió.
Esta preocupación se relaciona directamente con la experiencia previa de Terralia en la primera convocatoria, donde la compañía había presentado un proyecto en Campeche que finalmente no resultó seleccionado debido a limitaciones de capacidad en la región.
Por ello, Hurtado González considera que los resultados de los estudios técnicos serán decisivos para determinar qué iniciativas logran avanzar hacia las siguientes etapas de negociación.
Terralia prevé hasta 6 GW en adjudicaciones y observa nuevas oportunidades
Más allá de sus propios desarrollos, Hurtado González considera que la segunda convocatoria mixta podría concluir con autorizaciones de aproximadamente 6 GW, aunque aclara que se trata de una estimación empresarial y no de una cifra oficialmente confirmada.
El ejecutivo fundamenta esta proyección en la posibilidad de que determinados proyectos seleccionados no logren concretarse por dificultades técnicas, financieras o vinculadas con su ejecución.
Por esta razón, interpreta que las autoridades podrían considerar un volumen de iniciativas superior a la capacidad que finalmente esperan incorporar al sistema eléctrico.
Cabe recordar que el requisito para este esquema es de 3995 MW, divididos entre fotovoltaica y eólica. La convocatoria recibió más de 40 GW y desde el Gobierno tienen pre seleccionado más de 8 GW.
“Yo creo que el gobierno mexicano está considerando tener un poco más de proyectos, sabiendo y considerando que cierto porcentaje no vayan a salir adelante con el sentido de la naturaleza del mismo proyecto”, analiza.
El objetivo, desde su perspectiva, consiste en asegurar la incorporación efectiva de nueva generación, considerando que los proyectos tienen como horizonte máximo de puesta en operación diciembre de 2029.
Respecto de las etapas pendientes, el CEO explica que los desarrolladores reciben inicialmente una opinión técnica favorable y luego deben afrontar los costos de los estudios correspondientes.
Posteriormente, las autoridades evalúan los requerimientos de infraestructura y avanzan hacia la definición de los proyectos que presentan mejores condiciones para negociar.
La siguiente instancia contempla conversaciones con la CFE sobre el modelo financiero y las condiciones del contrato de compraventa de energía, incluyendo la denominada calculadora financiera y el anexo N.
“En tres semanas, un mes, se tendrá ya resultados de manera pública de cómo quedaron en esta convocatoria de Mixtos II”, anticipó.
Sin embargo, las perspectivas de la compañía no se limitan a la resolución del proceso vigente, ya que el ejecutivo identifica posibilidades de que se habiliten nuevas convocatorias ante el interés que despierta el mercado mexicano.
En ese sentido, Hurtado González identifica que empresas procedentes de España y Estados Unidos recurren a alianzas con desarrolladores locales para estructurar su participación, una estrategia que considera conveniente para comprender las normas y condiciones del mercado.
Terralia se presenta como una compañía de capital y personal mexicano, condición que, según el directivo, favorece el conocimiento de las particularidades regulatorias, empresariales y administrativas del país.
Contratos de 25 años y perspectivas de continuidad hasta 2035
Otro de los factores que Terralia identifica como determinantes para atraer inversiones es la seguridad contractual que ofrece el esquema mixto.
Hurtado González sostiene que los contratos de compraventa de energía a 25 años constituyen uno de los principales elementos de respaldo financiero, especialmente ante eventuales cambios en las políticas energéticas.
Según su interpretación, los acuerdos incorporan cláusulas destinadas a proteger la recuperación del capital ante distintas contingencias, incluidos posibles cambios políticos durante la vida útil de los proyectos.
“Creo que como inversionistas y empresarios podemos recuperar sin problema la inversión que se pueda llegar a hacer en este sexenio”, sostuvo.
Además, el ejecutivo considera que la expansión de las renovables podría mantener continuidad más allá del período de la actual administración.
En ese sentido, menciona que durante distintos encuentros sectoriales se planteó la posibilidad de una planificación energética con horizonte hasta 2035.
Hurtado González también identifica factores estructurales que podrían sostener la demanda de nueva capacidad de generación durante los próximos años. Entre ellos destaca el crecimiento industrial asociado al nearshoring, que desde 2020 impulsa nuevas necesidades de suministro eléctrico en ciudades como Monterrey, Querétaro, Ciudad de México y Guadalajara.
La compañía también participa en el negocio de parques industriales, lo que permite al ejecutivo observar las necesidades energéticas asociadas a la expansión de nuevas actividades productivas.
Según su análisis, el desarrollo de infraestructura eléctrica todavía debe acompañar el ritmo de crecimiento de la demanda industrial. A ello suma el aumento de los requerimientos de suministro vinculados con centros de datos, inteligencia artificial y nuevas inversiones tecnológicas, sectores que podrían incrementar las necesidades de generación durante los próximos cinco o diez años.
“Es un crecimiento exponencial de toda esta demanda que se requiere hoy en día en México”, señaló.
En ese contexto, la continuidad de las convocatorias y la incorporación de almacenamiento permitirían acompañar el crecimiento de la demanda y ampliar la capacidad de generación nacional, de acuerdo con el análisis del ejecutivo.