El actual modelo de subasta de capacidad renovable pone en inferioridad de condiciones competitiva a la energía fotovoltaica, según las conclusiones de la jornada “Las posibilidades de la fotovoltaica en la próxima subasta” organizada el pasado miércoles por la Unión Española Fotovoltaica y que viene a corroborrar lo que ya publicamos la semana pasada que dijeron los expertos en las jornadas que celebró APPA sobre el modelo de subasta diseñado por el Gobierno.
El modelo de subasta de capacidad renovable diseñado por el Gobierno español presenta una importante asimetría entre las tecnologías que pueden competir, al basarse principalmente en el criterio de las horas equivalentes de funcionamiento, dice UNEF en un comunicado.
Este parámetro, definido por el Ministerio, implica que, en caso de empate, la fotovoltaica salga desfavorecida al tener un número inferior de horas equivalentes en su IT de acuerdo al diseño de subasta publicado, explica.
Éste es uno de los mensajes principales que se han puesto de manifiesto en la jornada organizada el pasado miércoles por la Unión Española Fotovoltaica sobre “Las posibilidades de la fotovoltaica en la próxima subasta”. El encuentro, que se ha celebrado en el Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid, ha contado con el patrocinio platino de Aros Solar Technology y el patrocinio de Watson, Farley & Williams.
Precisamente, este mismo mensaje salió a colación en la jornada “Renovables en 2017: nuevas subastas de capacidad” organizada en Madrid por APPA el pasado 30 de marzo. Fue Beatriz Trocolí, directora de G-Advisory 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.
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.
Al día siguiente, el 31 de marzo, el Consejo de Ministros aprobaba el Real Decreto que regula la convocatoria de la nueva subasta de capacidad renovable, que finalmente ofertará hasta un máximo de 3.000 MW de nueva potencia.
Subasta de capacidad renovable
En la jornada de UNEF, celebrada el día 5 de abril, La unión Española Fotovoltaica ha reiterado la necesidad de adoptar un modelo de subasta sencillo y transparente, basado en la experiencia internacional, cuyo principal criterio de adjudicación de los proyectos sea el precio ofertado por kWh producido. Además, se ha insistido en que el modelo marginalista no es adecuado para la subasta, porque puede dar lugar a ofertas temerarias y a sobre-retribuciones.
Por su parte, José Miguel Unsión, de la Subdirección de Energía Eléctrica de la CNMC, ha presentado las principales características de la licitación que se llevará a cabo a lo largo de
2017, haciendo particular hincapié en las consideraciones que la misma CNMC ha incluido en
sus recientes informes.
Entre ellas, la CNMC indica la existencia de una asimetría tecnológica al marcar números tan diferentes de horas equivalentes: 2.367 para la fotovoltaica y 2.800 para la eólica. A este respecto, Unsión ha comentado que, según los cálculos de la Comisión, en el caso de la fotovoltaica, solo el 2,4% de la potencia instalada supera las 2.367 horas equivalentes de la Orden.
Falta de seguridad jurídica
En sus presentaciones, David Díez, Socio de Watson, Farley & Williams, y César Martínez de ENDESA, han hecho especial hincapié en los aspectos prácticos de la subasta a tener en cuenta, entre los cuales han destacado la actualización de los parámetros retributivos, en particular el precio del mercado pool, en cada semi-periodo (3 años) y periodo (6 años), la revisión de la rentabilidad razonable y de los costes de explotación.
La revisión de todos estos parámetros puede tener un impacto importante en las plantas existentes, por lo que la falta de seguridad jurídica que esto implica hace que sea difícil calcular el flujo de caja de los proyectos, recoge el comunicado de UNEF.
Con respecto a las posibilidades de financiación para los proyectos adjudicatarios, los ponentes han coincidido en señalar que la variación de la rentabilidad razonable supone riesgos adicionales para los bancos y las entidades financieras, debido al grado de arbitrariedad que ésta supone. Por esta razón, los bancos tienen la necesidad de definir esquemas que les permitan hacer frente a estos riesgos mitigando la incertidumbre, dice la nota.
