Hay vida más allá de las subastas y las posibilidades legales que tienen en nuestro país los promotores fotovoltaicos para acometer nuevos proyectos fuera de subastas toman ahora sentido con el nuevo escenario de rentabilidad que ha abierto la reducción de costes experimentada por el sector. Hablamos con la directora técnica de UNEF, Victoria Azancot, para conocer las alternativas.
Madrid. Elena Alonso Asensio
Publicábamos el otro día que nuestro vecino Portugal va a poner en funcionamiento este año una de las primeras plantas fotovoltaicas de Europa sin subvención a tarifa, y que ya tiene en Aveiro el primer parque eólico de estas características. De hecho, el Gobierno luso confirmó la semana pasada a Efe que tiene pendiente la concesión de licencias para proyectos fotovoltaicos para casi 1.500 MW de producción sin subvención a tarifa.
España no se queda atrás y ha sido protagonista del primer PPA que permitirá la construcción de la primera planta renovable en Europa sin percibir ningún subsidio. La instalación renovable se localizará en Murcia, España, y producirá anualmente 7.000 megavatios hora (MWh) de electricidad. Por eso hemos querido entrevistar a la directora técnica de UNEF, Victoria Azancot, que nos ha confirmado que las estimaciones que se barajan en el sector sobre que en España hay en desarrollo más de 1 GW fotovoltaico en proyectos fuera del marco económico de las subastas son ciertas.
¿Es posible en España que una promotora impulse una planta fotovoltaica sin subvención a tarifa y fuera de subasta?
Por supuesto. Legalmente es completamente viable que se desarrollen proyectos fuera de un marco retributivo que establezca el Gobierno. En la Ley del sector eléctrico la generación está liberalizada y aunque hay que cumplir una serie de requisitos administrativos se puede actuar independientemente de que haya un marco retributivo específico, feed in tariff, subastas o cualquier otro tipo.
De hecho, estos años que no se han estado poniendo en marcha proyectos nos consta que muchas empresas han seguido desarrollando la tramitación de licencias que son necesarias para luego poder construir. Esto se puede hacer, aunque el proceso sí es cierto que en nuestro país es bastante largo.
[pullquote]»Estos años que no se han estado poniendo en marcha proyectos nos consta que muchas empresas han seguido desarrollando la tramitación de licencias que son necesarias para luego poder construir. Esto se puede hacer, aunque el proceso sí es cierto que en nuestro país es bastante largo».[/pullquote]
Lo que ocurre es que luego, a la hora de la construcción y de la financiación, es mucho más atractivo y más fácil para un banco apoyar un proyecto que tiene una tarifa fija -consecuencia de que tiene feed in tariff o porque ha ido a subasta- que uno que va a mercado.
Por eso las empresas se están fijando más ahora en contratos PPA, que son acuerdos bilaterales de energía con un precio establecido por un número de años. Este esquema te facilita la financiación pero el régimen económico en ese sentido no condiciona el hecho de poder desarrollar un proyecto o no.
¿Cual es la diferencia de ir a mercado? ¿La tramitación?
No, la tramitación administrativa no es distinta. Es la misma para los proyectos que van a la subasta que para los que van al mercado o a un contrato PPA. Se rigen por el mismo marco regulatorio. La diferencia es que cuando tu terminas de construir la planta si vas al mercado sabes que cada día vas a tener un precio de mercado distinto y evidentemente tus ingresos se van a ver repercutidos por el precio del mercado diario y, sin embargo, si vas a subasta aunque también vas en cierto modo a mercado tienes una cierta cobertura financiera gracias a esta estructura que ha marcado el Gobierno. Con el PPA sabes a cuanto vas a vender porque lo has acordado previamente.
¿Este tipo de proyectos tiene opción a firmar un PPA?
Sí, claro, todos pueden firmar un PPA. Cuando desarrollas un proyecto como empresa te marcas un objetivo de cómo te vas a financiar y a recuperar la inversión. Si estás en un país en el que hay una normativa regulada sobre una tarifa concreta, sabes que vas a jugar con esas reglas del mercado; si se trata de un país donde se celebran subastas, enfocas el proyecto sabiendo que luego vas a vender la tarifa a subasta, etc… En España, ahora mismo, hay varias vías abiertas, las tarifas ya no existen y tenemos la opción de subasta, acuerdos PPA o de libre mercado y tu desarrollas el proyecto pensando que esquema retributivo le resulta más rentable a tu empresa.
[pullquote]»Hay empresas que empezaron a desarrollar un proyecto hace años y que ahora se han encontrado que se han convocado en 2017 subastas y han tomado la decisión de participar pero probablemente iniciaron los trámites sin saber que se celebrarían y pensando en otro tipo de retribución económica». [/pullquote]
De hecho, hay empresas que empezaron a desarrollar un proyecto hace años y que ahora se han encontrado que se han convocado en 2017 subastas y han tomado la decisión de participar pero probablemente iniciaron los trámites sin saber que se celebrarían y pensando en otro tipo de retribución económica.
¿Cuántos proyectos a mercado puede haber ahora en desarrollo en España?
No me aventuro a dar ninguna cifra pero me consta que hay muchos proyectos en marcha fuera del marco de las subastas.
¿En el sector se habla de cerca de 1 GW? ¿Puede ser?
No me extrañaría, incluso podría ser más.
Entonces ¿Podrían superar 1 GW?
Sí, yo creo que sí. En desarrollo hay más de 1 GW. Seguro.
¿Y hay alguno en funcionamiento?
En funcionamiento no hay ninguno.
¿Qué es lo que ha cambiado para que ahora haya en desarrollo tantos proyectos de este tipo?
El marco regulatorio ya existía realmente, no es que no lo hubiera, lo que pasa es que antes se necesitaba un incentivo económico, por eso estaban las tarifas, y hoy en día la bajada de los precios de los módulos y la optimización de la tecnología ha permitido que la fotovoltaica sea más competitiva y que se abran otras opciones como son el mercado o los PPA.
