El precio de la subasta dejó de ser un precio al que se pueda comprar

A cualquier gerente de planta o director de finanzas en México que haya recibido una propuesta de suministro renovable en 2019 probablemente le mostraron el número 20.57. Es el precio promedio de la tercera subasta de largo plazo en México, y se está usando como referencia en negociaciones bilaterales donde no corresponde. El CENACE suspendió la cuarta subasta de largo plazo el 3 de diciembre de 2018 e informó a los participantes de su cancelación el 1 de febrero de 2019 (Global Energy, Expansión, La Jornada, 1 y 2 de febrero de 2019). No hay subasta a la cual entrar.

Eso cambia lo que en realidad hace un comprador industrial cuando firma un contrato de compraventa de energía renovable (PPA). Ya no compra un lugar en un proceso conducido por el gobierno con una contraparte estatal detrás. Asume de forma directa el riesgo de construcción, de fecha de entrega y de contraparte frente a un desarrollador privado. Las preguntas que importan son de ejecución, y se pueden responder antes de la firma.

Qué era en realidad el precio de USD 20.57

La tercera subasta de largo plazo, SLP-1/2017, emitió su fallo el 22 de noviembre de 2017, con resultados preliminares anunciados el 15 de noviembre de 2017. Asignó 2,562 MW en 14 proyectos: 1,323 MW de solar fotovoltaica en nueve centrales, 689 MW de eólica en cinco y 550 MW de una sola central de gas natural (Energías Renovables, 23 de noviembre de 2017, y los registros de proyectos de Proyectos México).

La cifra de USD 20.57 por MWh es el promedio del paquete más económico, y la base de cálculo es justo lo que se omite. La oferta corresponde a un MWh en paquete con un Certificado de Energía Limpia. No es un precio de energía por sí solo. Compararla contra promedios de subastas internacionales de solar o de eólica, que son precios de energía únicamente y de una sola tecnología, no es una comparación equivalente, y el promedio mexicano además lleva dentro 550 MW de gas natural.

La oferta más baja de esa misma subasta, de alrededor de USD 17.7 por MWh más un CEL, la atribuyen a Enel todas las fuentes que revisamos. Esas fuentes no coinciden en la tecnología. Reuters Events la reportó en noviembre de 2017 como un precio solar mínimo récord a nivel mundial. Energía Estratégica reportó USD 17.77 por MWh para eólica, obtenidos por Enel Rinnovabile para los proyectos Energía Limpia de Amistad 2 y 3 en Coahuila, de 167 MW y 122 MW. No nos pronunciamos sobre cuál de las dos. Quien use ese número como ancla de negociación debe saber que el mercado no se pone de acuerdo sobre qué tecnología lo produjo.

El director de CFE declaró entonces que los precios de la tercera subasta fueron aproximadamente una tercera parte más baratos que los de la segunda y cerca de la mitad de los de la primera (Energías Renovables, 23 de noviembre de 2017). Precios con ese perfil son los que abren la pregunta sobre ofertas por debajo de costo, y ahí es donde empieza la exposición del comprador.

Dónde una oferta baja se convierte en problema del comprador

Un desarrollador que ofertó con márgenes estrechos tiene menos holgura para absorber un sobrecosto, un estudio de interconexión retrasado, un conflicto por la tierra o un movimiento en el precio de los equipos. Eso llega al comprador manufacturero por la vía de la fecha de operación comercial.

Haga la aritmética sobre su propio contrato y no sobre el del desarrollador. Si su PPA debe empezar a suministrar en el mes 24 y la central llega en el mes 33, usted comprará nueve meses de energía en otro lado. Con CFE Suministro Básico o con un Suministrador de Servicios Calificados al precio vigente en ese momento, no al precio que fijó. Para una planta con una partida eléctrica relevante, ese hueco suele ser una cifra mayor que cualquier descuento negociado en el propio PPA. También es la cifra que casi nunca aparece en la propuesta.

Las cláusulas que definen quién carga con ese hueco son específicas y verificables:

• Una fecha de operación comercial garantizada, distinta de una fecha objetivo o de una fecha esperada.
• Penas convencionales por retraso que efectivamente compensen el costo del suministro provisional, expresadas por día y con un tope que valga la pena tener.
• Una fecha límite final (long-stop date) a partir de la cual el comprador puede dar por terminado el contrato sin penalización.
• Una definición de fuerza mayor que no absorba el retraso en permisos, la oposición social ni la posición en la fila de interconexión, que son las tres causas de retraso más comunes en México.
• Garantías sobre las obligaciones del desarrollador, en una forma y por un monto que sobrevivan al propio financiamiento del desarrollador.

Diligencia sobre el desarrollador que un comprador puede terminar en una semana

El riesgo de ejecución se concentra en un número reducido de hechos, y un comprador puede confirmar la mayoría en una semana.

• El permiso de generación otorgado por la CRE para esa central en particular, con su capacidad y su titular.
• El estatus de interconexión ante el CENACE, con la indicación de cuáles de los tres estudios se han concluido y qué obras de refuerzo se identificaron.
• El control del sitio, es decir, el título de propiedad o el contrato de arrendamiento y su vigencia frente a la vigencia del PPA, más el estatus de cualquier consulta ejidal.
• La autorización ambiental de la SEMARNAT y, cuando aplique, la evaluación de impacto social que exige la SENER.
• El capital detrás de la sociedad de proyecto y si ya ocurrió el cierre financiero, porque un PPA firmado con un vehículo de propósito específico sin fondeo es una opción, no un contrato.
• Los proyectos que el desarrollador ha concluido en México, con nombre y fecha de operación comercial, y si esas fechas coincidieron con las contratadas originalmente.

A nuestro juicio, el último punto aporta más que todos los demás juntos. Un desarrollador que ha entregado dos centrales en México con menos de un trimestre de desviación respecto de sus fechas contratadas es una contraparte muy distinta de aquel cuyo historial está en otro país o en una presentación comercial.

Qué mostró la disputa por los gasoductos

El problema de ejecución no se limita a las renovables. Los contratos de transporte de gas natural en México son contratos de capacidad. El usuario paga un cargo fijo por reserva de la capacidad contratada, se muevan o no las moléculas, y el retraso en la construcción no suspende por sí solo esa obligación. Durante 2019 CFE disputó públicamente ese mismo esquema con desarrolladores privados de gasoductos, en sistemas cuya construcción se había detenido, entre otras razones por oposición local a lo largo del trazo.

De ahí se desprenden dos cosas para un comprador industrial, y apuntan en sentidos opuestos. Un contrato cuya obligación de pago es independiente de la entrega protege a quien construye el activo, y por eso los acreedores lo exigen. Y un contrato con una contraparte estatal puede reabrirse cuando sube el costo político de cumplirlo, diga lo que diga la redacción. Quien firma un contrato de energía de largo plazo en México debería costear ambas cosas, en lugar de suponer que el papeleo zanja la cuestión.

La oposición local merece su propio renglón en la matriz de riesgos. Es el modo de falla que la diligencia regulatoria no detecta, porque los permisos pueden estar todos en regla mientras el trazo o el sitio no está resuelto socialmente. Pregunte qué comunidades se ubican a lo largo de la línea de interconexión, no solo cuáles rodean la central.

Qué implica esto para una decisión de suministro a finales de 2019

Cancelada la cuarta subasta, un comprador industrial que quiera suministro limpio contratado tiene dos rutas prácticas: un PPA bilateral con un generador privado, asumiendo el riesgo de ejecución descrito antes, o suministro calificado a través de un Suministrador de Servicios Calificados, que convierte el riesgo de ejecución en riesgo crediticio del proveedor y en un horizonte de precio más corto. Ambas son legítimas. No son el mismo riesgo, y no deben evaluarse con la misma lista de verificación.

La comparación que decide no es el precio de energía anunciado. Es el costo entregado, incluidos los cargos de transmisión y distribución, el porteo, la posición de CEL y una lectura ponderada por probabilidad de la fecha de inicio del suministro. Un comprador que haga esa comparación con honestidad encontrará en ocasiones que un precio algo más alto de un proveedor que ya entrega energía le conviene más que un precio menor de una central que no existe.

Revise un PPA antes de que llegue a firma

Mexico Energy Partners revisa contratos de compraventa de energía y ofertas de suministro calificado en cuanto a riesgo de fecha de entrega, solidez de la contraparte, tratamiento de los CEL y los cargos que quedan fuera del precio de energía. Una revisión inicial requiere el borrador del contrato o el term sheet, el permiso de la central y su estatus de interconexión, y 12 meses de facturación de CFE de la instalación.

Solicite una revisión de PPA y de contraparte

Lecturas relacionadas: qué exigen la conexión a la red y el precio nodal a un sitio industrial y cómo se financian los proyectos de energía limpia en México. Nuestros equipos de gestión de proyectos y de abastecimiento de energía apoyan estas revisiones.