Por Dr. Claudio Rodríguez Galán

Se ha terminado con éxito la asignación de proyectos bajo la primera convocatoria de proyectos mixtos convocada por el Gobierno de México . Suficiente se ha dicho sobre el volumen originalmente planteado frente a lo asignado, sobre las empresas adjudicadas, su perfil, sobre los proyectos, los problemas enfrentados, las soluciones, la bancabilidad, los modelos, el apetito, todo.

Para obviar innecesarias repeticiones de buenos articulistas, todos buenos amigos, queremos hacer un análisis que, así lo entendemos, nadie ha hecho hasta ahora.

Empezaré por recordar un artículo previo de mi autoría donde reiteré que la concentración impulsada bajo el eslogan de prevalencia del Estado podría tener efectos no deseados, cuestionando expresamente si eso debía ser a costa de cualquier precio.

Lo que dije entonces lo desarrollo ahora, pues pareciera que se confirma la hipótesis.

Veamos.

En la Subasta de Largo Plazo de 2016 en México, los precios adjudicados reflejaban el inicio de un mercado eléctrico liberalizado con una fuerte presión competitiva entre desarrolladores renovables. En esa segunda subasta de 2016, el precio promedio del “paquete” (energía más certificados de energía limpia) se situó alrededor de 34 USD/MWh, mientras que el componente específico de energía eléctrica alcanzó aproximadamente 19 USD/MWh, con los certificados en torno a 12 USD/CEL. Estos precios fueron considerados extremadamente bajos a nivel internacional en su momento, impulsados por un diseño altamente competitivo, la mejor tecnología del momento, una fuerte participación internacional y condiciones de financiamiento favorables bajo contratos a largo plazo con riesgo prácticamente soberano (CFE Suministro Básico como off-taker, pero sin participación en los proyectos).

La reforma sectorial del 2024 y 2025 prohibió expresamente las Subastas de Largo Plazo, lo que se refleja en que CFE Suministro Básico no cuente ya con las mejores condiciones de contratación a precios bajos históricos y, con ello, que los Usuarios Básicos no pudiesen verse beneficiados potencialmente de energía barata récord . Decisiones humanistas y justicia energética, le llaman.

En contraste, hacia 2026, el contexto de precios en contratos de energía renovable, incluidos los nuevos esquemas de desarrollo mixto impulsados por CFE, muestra una estructura distinta y más costosa.

Como referencia latinoamericana y aunque no existe aún un precio único público consolidado como en aquellas subastas, las referencias recientes indican que los PPAs solares y eólicos a nivel internacional se sitúan en rangos de aproximadamente 35 a 40 USD/MWh dependiendo del mercado y el riesgo, y en Latinoamérica siguen observándose valores competitivos generalmente por debajo de 30 USD/MWh en los mejores casos.

En contraste, los nuevos esquemas mixtos en México, que garantizan compra a largo plazo por parte de la CFE y, por los resultados ya publicados, ofrecen estructuras financieras, tienen un reparto de riesgos y retornos diferente al de las subastas originales. Esto implica que los precios actuales suelen incorporar mayores primas de riesgo, estructuras financieras más complejas, distintos costos financieros y, en algunos casos, expectativas de rentabilidad explícitas para el socio privado. Todo eso se traduce en costos y finalmente, en precio.

Los precios promedio de esquemas mixtos asignados van de 50 USD/MWh a 70 USD/MWh. Pero el costo es por ideología y no por costo de desarrollo, construcción y operación de las plantas. ¿Por qué?

Porque desde el punto de vista de los componentes de costo, lo más relevante es que la tecnología base (especialmente solar fotovoltaica y eólica) sí ha sufrido una reducción estructural muy significativa desde 2016. A nivel global, el costo de generación solar ha caído en torno a un 90% desde 2010 y el de la eólica de forma también muy relevante, debido a mejoras tecnológicas, economías de escala y reducción de costos de equipos. Asimismo, el costo del capital invertido por watt instalado en solar ha descendido drásticamente, pasando de varios dólares por watt a alrededor de 0.4-0.5 USD/Wp, lo que reduce el coste nivelado de electricidad (LCOE).

Este abaratamiento de componentes es el principal motivo estructural por el que los precios de generación renovable tienden a ser más bajos hoy que hace una década a nivel global, pero no se ha traducido en los esquemas mixtos.

Esto se explica por varios factores. En primer lugar, el diseño de las subastas de 2016 estaba fuertemente optimizado para minimizar precio, con competencia extrema y condiciones homogéneas, lo que llevó a ofertas muy agresivas por parte de desarrolladores que buscaban entrar al mercado. En cambio, los contratos actuales (incluidos los esquemas mixtos) son más flexibles, con estructuras individualizadas y objetivos de retorno definidos, lo que reduce la presión competitiva directa sobre el precio.

En segundo lugar, el coste del capital y el entorno macroeconómico han cambiado significativamente en México . Factores como el aumento de tasas de interés (global), la incertidumbre regulatoria, la reforma judicial, la incertidumbre legal y el incremento del costo de financiamiento (soberanamente mexicano) hacen que los proyectos requieran precios más altos para ser viables.

El tercer factor y, para mí, el más importante, es la asignación de riesgos. En las subastas de 2016, gran parte del riesgo estaba absorbido por la estructura del mercado (contratos estandarizados, comprador estatal, visibilidad a largo plazo). En los esquemas actuales, incluyendo coinversiones con CFE, el reparto de riesgos es más complejo, incluyendo riesgos de construcción, operación, mercado, regulación y ser minoritario en una sociedad, lo que eleva el precio requerido por los inversionistas.

Finalmente, también es verdad que los nuevos modelos incluyen elementos adicionales de valor no presentes en 2016, como flexibilidad operativa, integración con almacenamiento, o esquemas híbridos, lo que también modifica la estructura de precios.

En conclusión, aunque los costos tecnológicos de generación renovable han seguido disminuyendo de forma muy significativa desde 2016, los precios contractuales actuales no reflejan esa reducción debido a cambios ideológicos en el diseño de mercado, el costo del capital, la asignación de riesgos, el debilitamiento institucional y el contexto de tener a un socio que no aporta capital, pero quiere una rebanada grande del pastel; cuesta.

La diferencia de costo y precio es, en resumen, el costo de la ideología implementada. Total, CFE ya no es ni tiene obligación de ser una empresa productiva, otro cambio implementado en el 2025 con cargo al contribuyente por justicia energética o soberanía; ya no lo sé.