Especial | Special Report MIRECWEEK.Mexico FuturEnergy | Abril April 2017 www.futurenergyweb.es 23 luó las ofertas utilizando precios unitarios más cercanos a aquellos que ofrecieron inicialmente los vendedores. Diferencias por tecnología La ganadora de la primera subasta, por un gran margen, fue la solar fotovoltaica con un total del 74,4 % de electricidad y del 74,3% de los CEL adjudicados. La fotovoltaica tuvo tanto el precio de paquete unitario más bajo con 35,46 $/MWh+CEL (proyecto de 330 MW en Coahuila) como el más alto con 68,16 $MWh+CEL (proyecto de 30 MW en Yucatán); siendo el precio del paquete unitario medio ponderado total de 47,69 $/MWh+CEL. En la segunda subasta, solar y eólica sumaron un total del 97,8% de la energía, un 94,5% de los CEL y un 26,3% de toda la potencia adjudicada. Tan solo la energía solar representó un 46% de la capacidad nominal total para todos los proyectos. De las ofertas ganadoras, las centrales eléctricas de ciclo combinado e hidroeléctricas ya se encontraban en funcionamiento antes de la subasta. La fotovoltaica tuvo el precio por paquete unitario más bajo con 25,03 $/MWh+CEL (proyecto de 80 MW en Chihuahua), mientras que la eólica tuvo el más alto con 39,26 $/MWh+CEL (proyecto de 240 MW en Nuevo León). El precio del paquete unitario medio ponderado total fue de 33,37 $/MWh+CEL. Conclusiones En los seis meses transcurridos entre ambas resoluciones, el precio medio ponderado disminuyó de 55,33 a 35,77 $/MWh+CEL en eólica y de 45,06 a 31,81 $/MWh+CEL en fotovoltaica. Sin embargo, ya que las ofertas se presentan en pesos mexicanos, es necesario un ajuste que refleje la variación en el tipo de cambio. En el momento de la primera subasta, la tasa de cambio era 17,32 MXN/$ y en la segunda de 19,152 MXN/$. Incluso si se tiene en cuenta el ajuste debido a la tasa de cambio, el precio entre las dos subastas varía en gran medida. Existen tres razones adicionales que explican la caída de precio: • Las diferencias esperadas de la segunda fueron mínimas comparadas con la primera, lo que derivó en la adjudicación de los contratos a proyectos caros, lo que desvió la media ponderada. • La experiencia obtenida en la primera subasta combinada con un menor coste nivelado esperado de la energía para eólica y fotovoltaica. • El precio más elevado que CFE Suministro Básico estaba dispuesta a pagar para potencia permitió a las empresas bajar el precio del MWh+CEL y ser más competitivas. central states that have a high level of irradiation. Similarly, every wind power project is located in states with a high wind power potential. The expected differences in the second auction were more uniform and with a lower level of variance compared to the first. There were 53 price zones with expected differences that ranged from +0.66 $/MWh in Tamazunchale to -10.09 $/MWh in Los Cabos; the second biggest negative adjustment was -3.25 $/MWh in La Paz. Adjustments due to the expected differences played no decisive role in the second auction and as such, CENACE evaluated the bids using the closest unit prices to those initially tendered by the sellers. Differences by technology The winner of the first auction, by some margin, was solar PV with 74.4% of the total electricity and 74.3% of the CELs awarded. PV had both the lowest unit package price with 35.46 $/MWh+CEL (for a 330 MW project in Coahuila) as well as the highest with 68.16 $MWh+CEL (30 MW project in Yucatán); where the total weighted average unit package price is 47.69 $/MWh+CEL. In the second auction, solar and wind accounted for 97.8% of total energy, 94.5% of the CELs and 26.3% of the total awarded capacity. Solar power alone represented 46% of the total nominal capacity for all projects. Of the successful bids, combined-cycle and hydroelectric power plants were already operational prior to the auction. PV had the lowest unit package price with 25.03 $/MWh+CEL (80 MW project in Chihuahua), while wind power had the highest with 39.26 $/MWh+CEL (240 MW project in Nuevo León). The total weighted average unit package price was 33.37 $/MWh+CEL. Conclusions In the six months that had passed between auctions, the average weighted price dropped from 55.33 to 35.77 $/ MWh+CEL for wind and from 45.06 to 31.81 $/MWh+CEL for PV. However, as the bids were submitted in Mexican pesos, they need to be adjusted to reflect the exchange rate variation. At the time of the first auction, the exchange rate was 17.32 MXN/USD while for the second, it was 19.152 MXN/ USD. Even taking the exchange rate adjustment into account, there was a wide variation in price between the two auctions. There are three further reasons that explain the fall in price: • The expected differences of the second auction were minimal compared to the first, resulting in the award of contracts to expensive projects, causing a variance in the weighted average. • The experience of the first auction combined with a lowerthan-expected levelised cost of energy for wind and PV. • The highest price that CFE Suministro Básico was willing to pay for capacity allowed companies to drop the price per MWh+CEL and be more competitive. Entrega de contratos a los ganadores de la segunda subasta eléctrica y a los nuevos participantes del mercado eléctrico mayorista | Presentation of contracts to the winners of the second power auction and to newwholesale electricity market participants
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