Fue una de las conclusiones que se expusieron ayer durante la jornada “Renovables en 2017: nuevas subastas de capacidad” organizada en Madrid por APPA en la que destacados expertos del sector analizaron la propuesta ministerial y explicaron la metodología de cálculo necesaria para realizar una puja en la próxima subasta.
Elena Alonso Asensio. Madrid
Fue Beatriz Trocolí, directora de G-Advisory y responsable de la ponencia “Retribución y rentabilidad de instalaciones”, quien explicó que “parece razonable pensar que las instalaciones eólicas están mejor posicionadas en la próxima subasta que las fotovoltaicas” ya que, según los cálculos que ha hecho en base a la propuesta del Ministerio de Energía, con el mismo nivel de descuento, las rentabilidades obtenidas por la eólica con recurso resultan mejores que las que alcanza la fotovoltaica.
Trocolí señaló también que las rentabilidades obtenidas en sus estimaciones por las instalaciones fotovoltaicas de seguimiento a 1 y 2 ejes resultan similares para los distintos niveles de descuento “y son algo más atractivas que las de las instalaciones fijas“.
Asimismo, calificó de “exigente” el número de horas equivalentes de funcionamiento para la fotovoltaica que estipula la Orden del Ministerio al tiempo que recordó que, ésta contiene un error en los OPEX del IT (o costes operativos) de esta misma tecnología que, además han sido confirmados por la CNMC.
La directora de G-Advisory advirtió también que el hecho de que el número de horas de funcionamiento mínimo para percibir el 100% coincida con las horas equivalentes puede suponer un riesgo de recorte en la retribución para algunas instalaciones.
La próxima subasta
En cualquier caso, dijo Trocolí, si la subasta finalmente se restringe a 2 GW, “se queda corta” para cumplir los objetivos que se ha fijado España de alcanzar el 20% de participación renovable para el 2020.
Por otra parte, José Luis López Tafall, dijo que el modelo de subasta que se ha propuesto por el Gobierno es diferente al del resto del países. Para el director de Regulación de Acciona esta subasta es “la guinda de un pastel que se llama política energética”.
Y es que a su juicio el resto de países en los que se han celebrado subastas que “han ido bien” tienen unos elementos comunes, que enumeró:
-Cuentan con una planificación energética a medio o largo plazo.
-Tienen una estrategia de descarbonización.
-Las subastas no fueron tecnológicamente neutrales.
-Establecieron un calendario de subastas.
-Se dieron garantías y estabilidad.
Un alto nivel de incertidumbre
Precisamente la estabilidad y la incertidumbre fueron dos de los conceptos más pronunciados en la mesa redonda en la que participó López Tafall, “Implicaciones regulatorias de la subasta”, que fue moderada por Margarita de Gregorio, de APPA y en la que también participaron Luis Pérez de Ayala, socio de Cuatrecasas, y Francisco Rodríguez, director de Regulación de Viesgo.
Los tres ponentes coincidieron en que a pesar de estas dos circunstancias la próxima subasta cubrirá oferta pero no será, por ejemplo para Francisco Rodríguez, una señal de por dónde irán las renovables en el futuro.
El director de Regulación de Viesgo señaló que en la actualidad no es que no haya política de promoción de renovables sino que no hay política energética porque no se conoce qué va a pasar con el carbón o con la nuclear. A su juicio, es un momento óptimo para llegar a un gran acuerdo entre todas las fuerzas políticas con vistas a 2030.
En cuanto a la posibilidad de que en la Orden definitiva Energía tenga en cuenta las alegaciones presentadas por el sector, Rodríguez explico que “no es tanto lo que puedan modificar antes como lo que puedan modificar después porque todo es revisable“.
Al respecto de cómo esta posibilidad pueda afectar a las empresas, Luis Pérez de Ayala, dijo que el Ministerio “hace sus cálculos para que esto se pueda convertir en una ecatombe” y subrayó que “el sector tiene una gran capacidad de adaptación“.
Tafall se preguntó a qué responde el elevado nivel de incertidumbre del modelo español de subasta cuando si el objetivo es reducir costes es tan sencillo como seguir el ejemplo de países como Mexico. A su juicio, no cabe pensar si no que el objetivo es otro, por ejemplo, “la discreccionalidad de ajuste continuo, que se llama prima de riesgo“, señaló.
