Fotovoltaica en España: breve resumen de tarifas, del desarrollo de proyectos y la financiación de instalaciones fotovoltaicas

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De pv magazine Alemania

Desde el año 2012 no se han concedido tarifas (FIT –Feed in tariffs) gubernamentales para los nuevos sistemas fotovoltaicos instalados en España. Las plantas antiguas –a pesar de su reducción en el 2014- recibirán las tarifas para el periodo inicialmente prometido.

Por esta razón, las plantas construidas desde el 2012 han estado participando en el mercado de la electricidad en el marco de la Península Ibérica (España y Portugal)  mediante la gestión organizada por la empresa OMI – Polo Español S.A (OMIE).

Los precios del mercado (pool) pueden ser consultados a través de la página web: http://www.omie.es/inicio. Esta venta directa de la electricidad producida se ha hecho extremadamente popular – y rentable – durante los últimos dos años debido a los precios sistemáticamente elevados del pool y a la caída de los costes de las instalaciones fotovoltaicas.

El acceso al mercado se organiza generalmente a través de una denominada “comercializadora”, que a menudo asume los riesgos de compensación (balancing) a cambio de una remuneración e informa al operador de la red (REE) sobre los datos de producción necesarios y las previsiones.

A estos costes de la comercializadora hay que sumar las tarifas de acceso a la red (0,5 euros por megavatio/hora) y el impuesto sobre la producción de electricidad – IVPEE- (suspendido temporalmente desde octubre de 2018) como otros costes relevantes.

Ligado a lo mencionado con anterioridad, España celebró dos subastas en 2017 por un total de ocho gigavatios de capacidad instalada, en las que –por decirlo de manera sencilla– se prometió a los ganadores de dicho concurso el precio mínimo garantizado por la electricidad generada. Esto significa que estas centrales también comercializan su electricidad en el mercado eléctrico (OMIE) y solamente reciben el apoyo del Estado español si el precio medio anual se sitúa por debajo de los 32 euros por megavatio/hora.

Todas las demás instalaciones deben hacer frente a los riesgos generados de la volatilidad del mercado de la electricidad en el país. Muchos operadores de plantas intentan protegerse de este riesgo mediante la celebración de un acuerdo de compra de energía (PPA). Estos acuerdos de compra pueden estructurarse de diversas maneras, pero tienen en común que su finalidad es hacer que los riesgos del mercado sean controlables. Si esta fórmula es siempre significativa y eficaz solamente podrá demostrarse en el futuro.

Los retos del sistema para el futuro inmediato

El mayor reto en el desarrollo de una instalación fotovoltaica en España es la reserva de un punto de acceso y conexión a la red (garantía bancaria de 40 euros por kilovatio), cercano al punto de conexión, con buenos valores de irradiación y en el que se ubican parcelas suficientemente grandes que aún no han sido reservadas por otros promotores del proyecto.

Los costes reales de desarrollo de proyectos en España no deberían superar los 7.000 a 8.000 Euros por megavatio, pero los precios de los derechos de proyecto para las plantas con puntos de conexión a la red son significativamente más altos. Esto demuestra que encontrar emplazamientos y puntos de conexión a la red adecuada resultan ser el cuello de la botella en el desarrollo de proyecto ralentizando los procesos productivos de manera significativa.

A la hora de adquirir derechos de proyectos en España, hay que examinar una serie de aspectos legales, incluidos muchos puntos de acceso a la red que datan de 2012 y que posiblemente ya han expirado, y los derechos de propiedad (contratos con opción de arrendamiento, etc.) que rara vez cumplen con exigencias legales estrictas.

Las entidades bancarias españolas cuentan con una larga experiencia en la financiación de proyectos fotovoltaicos y en la actualidad están dispuestos a asumir la financiación para instalaciones que solo venden su electricidad en el mercado, es decir que no disponen de un PPA. En el caso de un PPA bancable y a largo plazo, los datos clave de financiación son, por supuesto, más ventajosos, ya que, de lo contrario, las entidades bancarias llevan a cabo una proyección de los precios de la electricidad (hipótesis más pesimista) para determinar las bases de la financiación.

En este sentido, los 32 euros por megavatio/hora se consideran a menudo como el peor de los escenarios posibles. Un supuesto que el gobierno español también considera como un límite absoluto.

Christoph Himmelskamp es abogado en la sucursal de Barcelona de Rödl & Partner, empresa internacional dedicada a la auditoría, asesoramiento fiscal y jurídico y de empresas, que dirige como socio. Desde 2005 asesora en todos los aspectos del derecho mercantil español a clientes de habla alemana, y en 2007 se especializó en el campo de las energías renovables. Actualmente es responsable de la gestión de la compra, venta y financiación de proyectos de energía solar, y se encarga de la elaboración de los informes de due diligence de estos proyectos.

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