A Comissão Federal de Eletricidade (CFE) assinou contratos para os projetos mistos contemplados no México, com preços estimados entre US$ 40 e US$ 50 por MWh , segundo informações obtidas pela Energía Estratégica em diálogo com os vencedores.
As assinaturas ocorreram entre 3 e 9 de julho e corresponderam a parte dos 7400 MW concedidos na primeira rodada do programa misto , promovido para incorporar nova capacidade de geração sob acordos com a empresa estatal.
O resultado ficou bem abaixo do de muitas das propostas rejeitadas. Os projetos que não receberam contratos apresentaram um preço médio por unidade de USD 136 por MWh , enquanto a proposta mais alta atingiu USD 418,1 por MWh .
Por sua vez, os valores concedidos superam os registrados no terceiro e último Leilão de Energia Elétrica de Longo Prazo realizado no México , cuja decisão foi anunciada em 22 de novembro de 2017. Nesse leilão, o valor mínimo alcançado para projetos eólicos foi de US$ 17,77 x MWh e a média para energia limpa foi de US$ 20,57 x MWh.
O país não realizou outro leilão desse tipo. O quarto leilão, lançado em 2018, foi suspenso em 3 de dezembro daquele ano para revisão de seus objetivos e escopo, e posteriormente cancelado em 31 de janeiro de 2019. Portanto, o processo de 2017 permanece o último concedido sob esse modelo.
No entanto, comparar o valor de USD 17,77 x MWh de 2017 com a faixa atual de USD 40 a 50 x MWh exige considerar que os produtos contratados e as condições de mercado não são equivalentes.
O esquema misto incorpora geração, energia, Certificados de Energia Limpa (CELs) e serviços de armazenamento em regime de tarifação , de modo que o preço único representa um pacote mais abrangente do que o custo da energia produzida.
Além disso, as iniciativas participantes deveriam incluir sistemas de baterias equivalentes a pelo menos 30% da capacidade de geração , com um tempo mínimo de funcionamento de três horas. Esse requisito impacta o investimento inicial, a operação e a estrutura financeira de cada proposta.
Um dos projetos que nos permite observar como essa nova referência foi formada é El Chorro , uma iniciativa de energia eólica de 705 MW acompanhada por 317 MW de armazenamento por três horas, equivalente a aproximadamente 952 MWh de BESS (sistema de armazenamento de energia em baterias).
O projeto, considerado o parque eólico de maior capacidade selecionado dentro do esquema misto, atingiu um preço próximo a US$ 50 por MWh e uma Taxa Interna de Retorno (TIR) alvo de 14,5%.
“ Este projeto começou com 705 MW e 30% de capacidade de bateria com autonomia de três horas. Posteriormente, à medida que avançávamos nas negociações com a CFE, a capacidade da bateria foi aumentada para 45% da capacidade total ”, afirma Ricardo Hurtado González , CEO da Terralia, em entrevista à Energía Estratégica.
O caso demonstra que o processo de licitação não se limitou aos preços da energia. A empresa estatal também analisou a rentabilidade projetada, os custos dos equipamentos e a consistência dos orçamentos apresentados pelos desenvolvedores.
“ O indicador melhora nesta parte, a TIR diminui um pouco, verifique com os fornecedores ”, recorda Hurtado González sobre algumas das observações feitas durante as negociações com a CFE.
Assim, a faixa de USD 40 a 50 x MWh surge de um processo no qual os participantes tiveram que ajustar variáveis financeiras e técnicas, além de reforçar, em certos casos, o componente de bateria inicialmente considerado.
Preços tão altos quanto USD 418,1 x MWh entre os descartados.
O componente econômico foi um dos principais filtros na primeira rodada. 55% das iniciativas que avançaram no processo não receberam contratos , seja devido aos seus preços, à saturação da rede ou ao não cumprimento dos requisitos ambientais.
A avaliação dos projetos rejeitados revela uma dispersão significativa. Enquanto algumas propostas situavam-se entre USD 72 e 79 por MWh , outras ultrapassaram em muito os USD 100 por MWh.
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O caso mais extremo corresponde ao Projeto Híbrido Oasis , desenvolvido pela HDF Energy em Baja California Sur, que apresentou um preço mononômico de USD 418,1 x MWh e uma TIR (Taxa Interna de Retorno) alvo de 13,3%.
A mesma empresa ofereceu 326,6 MWh pelo Projeto Híbrido de Los Cabos, com um retorno esperado de 12%. Ambos os empreendimentos ficaram muito aquém dos valores aceitos pela CFE.
Três projetos da Invenergy também ultrapassaram a marca de USD 100 x MWh: o Centro de Energia El Palmar (USD 124,9 x MWh), o parque eólico Euronotus (USD 110,3 x MWh) e o Centro de Energia Loreto (USD 109,5 x MWh).
Os dados indicam que uma proposta abaixo de USD 80 por MWh não garantiu o contrato . Disponibilidade da rede, localização, limites regionais e conformidade técnica e ambiental também influenciaram a seleção.
No geral, as iniciativas rejeitadas registraram uma TIR (Taxa Interna de Retorno) alvo média de 13,9% e um preço mononômico médio de USD 136 por MWh.
O que mudou desde o leilão recorde de 2017?
O terceiro Leilão de Eletricidade de Longo Prazo permitiu à Enel Green Power obter contratos de Energia Limpa da Amistad 2 , de 167 MW, e da Amistad 3 , de 122 MW, a USD 17,77 x MWh.
A empresa também garantiu outros projetos na faixa de US$ 18 a US$ 19,4 por MWh , enquanto o preço médio da energia limpa para o processo foi de US$ 20,57 por MWh. Esses resultados posicionaram o México entre os mercados de energia renovável com os preços mais baixos internacionalmente.
No entanto, o contexto financeiro, tecnológico e contratual mudou substancialmente desde então. As iniciativas atuais devem incluir baterias de 30%, sistemas de conversão, infraestrutura de controle e equipamentos de conexão adicionais. Também precisam considerar a operação dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e a eventual substituição de componentes ao longo do ciclo de vida do contrato.
A isso se soma o aumento do custo do financiamento. Um custo de capital mais elevado aumenta a receita necessária para garantir a viabilidade financeira de projetos que combinam geração e armazenamento de energia renovável.
Por essa razão, a faixa de USD 40 a 50 mencionada não reflete apenas um aumento no preço da eletricidade em comparação com 2017. Ela também engloba serviços e ativos que não foram contemplados nas mesmas condições no último leilão concedido.
Dessa forma, o processo poderá enviar um novo sinal ao setor: os desenvolvedores que participarem de futuras chamadas de propostas terão que integrar o armazenamento e manter a rentabilidade de seus projetos sem se desviar da margem proposta.
Este marco será crucial para os novos concursos de energias renováveis, cujos prazos foram recentemente alterados para alargar os períodos de participação. O processo permitirá avançar num portfólio pendente de 6.754 MW , composto por 4.595 MW de energia solar fotovoltaica e concentrada, além de outros 2.159 MW de energia eólica.
A fase de revisão e avaliação, supervisionada pelo Centro Nacional de Controle de Energia (Cenace), ocorreu até 30 de junho , antes da conclusão dos estudos de interconexão. Posteriormente, os desenvolvedores devem efetuar os pagamentos correspondentes até 15 de julho e submeter seus pedidos de licença à Comissão Nacional de Energia (CNE) entre 16 de julho e 18 de agosto.
A avaliação técnica das iniciativas e sua conformidade com os critérios de planejamento vinculativos do sistema elétrico serão realizadas durante o mês de outubro. Os resultados finais dos editais de licitação e as licenças aprovadas pelo Comitê Técnico do CNE serão divulgados nesse mesmo mês.
“O objetivo é que todas as novas usinas necessárias sejam alocadas ainda este ano”, afirma Luz Elena González , Secretária de Energia.
Caso esse cronograma seja cumprido, as novas capacidades poderão ser alocadas durante o mês de outubro , embora a assinatura final dos contratos dependa das etapas subsequentes de negociação, formalização e cumprimento das condições estabelecidas para cada projeto.