Contratos PPA privados, merchant, autoconsumo, Fondos FEDER, Fondos de Reactivación Económica …no sólo de subastas vive el sector renovable. Sin embargo, promotores, desarrolladores, abogados y fondos de inversión, en suma, todos los actores implicados en la producción renovable bajo este mecanismo de subasta están expectantes. El Gobierno, por su parte, confirma que tendrá listo el Real Decreto (RD) del sistema de convocatoria y la orden ministerial, que regulará el procedimiento y las características de su marco retributivo, antes de que termine el año. Los empresarios piden “claridad y transparencia” para una concurrencia con garantías, algo que todavía no confirman.
De hecho, si algo ha quedado claro en la primera jornada en el IV Congreso de Energías Renovables organizado por APPA, es que la importancia que otorga el Gobierno a este instrumento de financiación dista mucho de la curiosidad y preocupación del sector por conocer la letra pequeña que marcará las reglas del juego.
A punto de terminar 2020, más allá de la pandemia, este año ha supuesto un punto de inflexión en la regulación del sector – PNIEC, hidrógeno verde, acceso y conexión de red-. La guinda del pastel la pondrá la regulación de las subastas renovables, para las que el sector pide de forma unánime, “claridad y transparencia”.
El subdirector general de Energías Renovables del Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO), Jesús Ferrero, ha insistido en que las subastas representan “un régimen complementario al resto de instrumentos que pueden ser útiles para desarrollar instalaciones renovables”, es decir, “no se pretende que el 100% de las instalaciones estén vinculadas a esta financiación”, de hecho “esperamos que se mantenga la inversión en proyectos merchant”, que ha superado los 1.000 MW instalados, ha apuntado Ferrero.
Más bien desde el MITECO el mensaje se plantea a la inversa: siendo los instrumentos de financiación viables en el futuro, “no estamos seguros de que sean suficientes” según los objetivos marcados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Algunas de esas metas, como el compromiso de alcanzar el 74% de generación renovable eléctrica, deben garantizarse con diferentes mecanismos.
Por otro lado, algunas de las novedades que incorpora esta regulación sí se conocen. Por ejemplo, está abierta a proyectos de hibridación y almacenamiento. En el mismo sentido, además de admitir instalaciones nuevas, también recoge convocatorias de modificaciones de instalaciones existentes y ampliaciones de esas modificaciones, tal y como ha puntualizado el representante del MITECO. Pero siempre se trata de nueva generación.
Entre los aspectos que han cambiado en relación a las anteriores subastas de 2015 y 2017, el producto a subastar es uno de ellos. “Si antes podía ser energía y potencia o mezcla de ambas, la orden ya concreta que en estas subastas sólo será potencia”, algo que, en la práctica no implica grandes diferencias, ha explicado Ferrero.
INSTRUMENTO COMPLEMENTARIO, NO ÚNICO
“La complementariedad la vemos en los propios cupos y calendarios frente a los objetivos del PNIEC”, ha manifestado Daniel Fernández, director de Gestión de Energía y Mercados Mayoristas de Engie. En ese sentido, la participación “dependerá de las rentabilidades que busque el desarrollador, estamos todos pendientes de esta resolución de esas primeras subastas y poder aterrizar esas rentabilidades”, ha asegurado. El caso es que abundan las dudas que impiden tomar decisiones a priori, “qué parámetros hay, precios máximos, mínimos, plazos de entrega, es decir, datos necesarios para calibrar el atractivo inversor”.
En opinión de Carlos Moro, director comercial de Vector Renewables, “está claro que las subastas no restan y que los objetivos del PNIEC son exigentes”, pero ni todo es bueno, ni todo es malo: “hay que tener en cuenta que la subasta debe cumplir con sus objetivos, porque no toda la potencia concedida en la subasta anterior fue conectada en plazo”. En definitiva, las subastas han sido y son trending en el sector.
Lamberto Camacho, consejero de Ibox Energy, plantea el dilema “PPA versus subastas”, como una “cuestión de transparencia”, puesto que, “es necesario entender los esquemas que se van a ofertar para entender las rentabilidades”. En un año especialmente difícil, “el capital busca planificarse, saber cómo se va a comportar la inversión a corto plazo, algo que ha sido imposible”
En cuanto al precio percibido, “el riesgo de que esa tendencia de mercado evolucione a la baja conforme entre más capacidad renovable en el sector eléctrico”, es otra de las dudas que planea. “¿Con cuanta capacidad me conecto y dónde?», se planteaba Camacho, e insistía en la necesidad de “saber dónde hay capacidad, no sólo en transporte sino en distribución”.
José María González Moya, director general de APPA Renovables, ha aprovechado el turno de preguntas del evento para trasladar la preocupación entre socios “pequeños”, sobre si en estas o futuras subastas, se va a considerar la posibilidad de trocear las subastas por tamaños de proyecto. Se trata de evitar que cientos de MW no compitan con decenas de MW, y que las dos reservas de capacidad sean distintas. En este sentido Ferrero ha respondido que “el RD prevé una serie de especificidades para la subasta y una de ellas es el tamaño”.
El representante del MITECO ha incidido en la complejidad de “diseñar un instrumento totalmente nuevo, sin otros previos parecidos”, en el que “surgen cientos o miles de decisiones, unas sencillas, otras no tanto”, con el objetivo último de que “la subasta y ejecución de las plantas que sea beneficiosos para todos”, para el país, para la reducción emisiones, para la recuperación económica y, sobre todo, para seguir rebajando el precio de renovables para convertirlas en un alternativa cada vez más accesible a los consumidores.
