Por Antonio Hernández, Associate Partner | Consulting – Sectores Regulados (Ernst & Young | EY)
El pasado mes de mayo se aprobaba en España la Ley 7/2021, de cambio climático y transición energética, que introduce importantes objetivos en materia de reducción de emisiones, mayor penetración de energía renovables y eficiencia energética para nuestro país a medio plazo.
En el ámbito de las energías renovables, se introducen diversos objetivos, entre los que destaca un mayor peso de éstas en el mix eléctrico, alcanzando el 74 % en 2030 y el 100 % en 2050. Ello supone que de aquí a 2030 deberán introducirse en el sistema eléctrico unos 60 GW de nuevas instalaciones renovables, destacando la fotovoltaica y la eólica, lo que requiere un importante esfuerzo inversor.
Por ello, y con el fin de atraer inversiones del sector privado, con su correspondiente financiación, se ha aprobado un nuevo mecanismo de subastas, consistente en que a cada participante se le asigna el precio que haya ofertado (es decir, “pay as bid”). Además, para dar visibilidad y certidumbre a los inversores, se ha incluido un calendario de subastas en la normativa por el que cada año se incorporarán al sistema unos 6000 MW a través de este nuevo mecanismo.
En concreto, el nuevo régimen de subastas consiste en que cada participante ofrece su precio y una energía mínima de subasta que se compromete a entregar al sistema a ese precio. En cada subasta se asignan capacidades empezando por los precios más bajos hasta que se llega al tope de los megavatios ofrecidos en la misma.
El periodo de la subasta está en torno a los 12 años, de modo que los promotores pueden complementar el sistema de subasta a partir de esa fecha y hasta la amortización de la planta, con otro modelo de negocio basado en los precios de mercado, en el que podrán contar con hibridación, lo que les permitiría mejorar la rentabilidad global del proyecto. Por ello, para los participantes en las subastas, resulta esencial contar con un adecuado análisis del modelo para poder ajustar el precio de oferta, así como conocer bien la regulación.
Contar con un precio fijo durante 12 años con la contrapartida del sistema eléctrico, que es público y por tanto sin riesgo de contrapartida, permite a los promotores encontrar financiación para los proyectos.
En definitiva, a través de este mecanismo de subasta se acuerda un PPA (Power Purchase Agreement) con el sistema eléctrico, sin riesgo de contraparte, de modo que sus precios son inferiores a los de los PPAs privados, que sí tienen riesgo de contraparte, mayor o menor en función de la calidad crediticia del socio.
La primera subasta celebrada con este nuevo mecanismo se llevó a cabo en enero y puede decirse que ha sido exitosa por dos motivos:
En primer lugar, por el gran interés suscitado en los inversores, ya que a la subasta acudieron más de 80 agentes, ofertando por más de 9.500MW (3 veces por encima de lo subastado). Ello a su vez pone de manifiesto la mayor certidumbre y predecibilidad que ha aportado la nueva regulación, cuestión clave para los inversores y los financiadores de los proyectos.
Por otro lado, los buenos precios logrados para los consumidores, dada la competitividad que han alcanzado las tecnologías renovables. En particular, la subasta se cerró con un precio medio ponderado de 24,47 €/MWh para la fotovoltaica y 25,31€/MWh para la eólica, que son las dos tecnologías que concentraron las ofertas (de los 3.034 MW adjudicados, 2.036 MW fueron para la fotovoltaica y 998 MW para la eólica).
Estos resultados permitirán reducir el coste de la energía para los consumidores en los próximos años, ya que los precios obtenidos son significativamente inferiores a los estimados para nuestro mercado eléctrico a medio plazo. En la subasta, como señalé anteriormente, los oferentes han contratado un PPA con el sistema eléctrico, es decir, se han comprometido a vender al mercado durante 12 años la energía ofertada a los precios ofrecidos, por lo que se producirá un abaratamiento en la parte de la factura eléctrica que corresponde a la generación.
Dado que estas plantas convivirán con las instalaciones que vendan toda su energía en el mercado y con las plantas que hayan firmado PPAs con contrapartidas privadas, no se espera que este año la subasta altere significativamente los precios de mercado ni los PPAs.
De este modo, a medida que vayan realizándose nuevas subastas de tecnologías renovables, el consumidor eléctrico español podrá beneficiarse cada vez más de la ventaja competitiva de nuestro país en sol y viento. A medio plazo, dicha ventaja encontrará sus sinergias con el almacenamiento, el vehículo eléctrico (o híbrido enchufable) y el desarrollo del hidrogeno producido por fuentes renovables (hidrógeno verde), que, al constituir nueva demanda cuando los precios de la energía desciendan por debajo de determinados umbrales, evitará los vertidos.
En definitiva, podemos decir que estamos en el buen camino para el cumplimiento de los objetivos climáticos de nuestro país, a unos costes competitivos, poniendo de manifiesto la importancia de contar con una buena regulación, estable y predecible, así como con un sector maduro, que confía en España para el desarrollo de las energías renovables.
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