Incertidumbre política y especulación

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De la edición de octubre de pv magazine

Con el fin de cumplir sus objetivos para 2020, el Gobierno español volvió a incentivar las energías renovables en 2016 y lanzó dos subastas al año siguiente. Las licitaciones de 2017 adjudicaron 3,9 GW de energía fotovoltaica. IHS Markit prevé que España instalará aproximadamente 20 GW de 2019 a 2023, con una demanda inicial procedente de los proyectos adjudicados en la tercera subasta de energía renovable, y la finalización de proyectos privados de PPA.

En medio del relanzamiento del mercado fotovoltaico español, hay algunos contratiempos políticos y administrativos que pueden suponer un reto para la energía solar en el país, especialmente para cumplir los plazos de los proyectos que se adjudicaron en la subasta de 2017, que deberá entrar en operación este año.

Luchas políticas y regulatorias

El Partido Socialista Obrero Español no alcanzó la mayoría en las elecciones de abril y no logró formar coaliciones con otros partidos; de manera que este domingo, 10 de noviembre, se celebrarán otras elecciones generales. Esto significa que no se ha aprobado la legislación para los proyectos fotovoltaicos, especialmente en lo que se refiere a los permisos para la conexión a la red.

El auge de las energías renovables en España ha creado un incentivo para que los especuladores compren derechos sobre los limitados puntos de conexión a la red del país. Los permisos están disponibles para la compra sin mucha revisión si el comprador tiene el terreno o incluso la intención de construir una planta.

Los actores de la industria están pidiendo que la regulación exija a los compradores que solicitan permisos que cumplan con los hitos y especifiquen plazos para garantizar la finalización del proyecto y disuadir a la especulación. Sin embargo, el estancamiento del gobierno ha ralentizado el desarrollo de la legislación que podría abordar esta cuestión.

Plazos de los proyectos y sanciones

Más del 70% de los 3,9 GW de proyectos solares adjudicados en la subasta de 2017 están terminados o en desarrollo. Sin embargo, no hay muchos detalles sobre el nivel de desarrollo de estos proyectos. Tampoco está claro si cuentan con los codiciadísimos puntos de conexión. Además, para los proyectos que aseguran las conexiones a la red, es posible que la red eléctrica local no esté lo suficientemente desarrollada para manejar una gran afluencia de energía fotovoltaica. De los 3,9 GW, más de 1 GW aún no ha comenzado a construirse. Los proyectos deben estar en línea para el 1 de enero de 2020. Después de esto, los promotores tendrán que pagar “avales” (garantías) por proyectos retrasados o posiblemente renegociar sus condiciones. ACS Cobra, X-Elio, Northleaf y Enel Green Power se adjudicaron los mayores proyectos de la tercera subasta, y solo ACS Cobra se hizo con más de 1 GW.

Oportunidades de autoconsumo

El pasado mes de abril entró en vigor el Real Decreto 15/2018. La nueva ley ofrece diferentes modalidades de autoconsumo, incluyendo instalaciones individuales y colectivas con la posibilidad de inyectar la generación excedente de nuevo en la red. El mecanismo de autoconsumo colectivo ofrece a los consumidores la alternativa de consumir la generación de excedentes de un vecino y representa una oportunidad para los desarrolladores que buscan construir carteras de sistemas pequeños.

Las utilities también piensan que se abre una gran oportunidad de negocio y han aumentado la promoción de sus ofertas de autoconsumo. Las empresas se han asociado con bancos para ofrecer planes de  financiación atractivos a los clientes que instalan sistemas fotovoltaicos de autoconsumo. Una de las principales soluciones es que las empresas asuman el costo de la instalación fotovoltaica por adelantado, y luego carguen al cliente el precio en forma de facturas de electricidad. Se ha informado de que las cantidades han pasado de 4.000 euros a 25.000 euros (4.370 dólares a 27.330 dólares).

Desafíos del PPA

Los PPA corporativos y mercantiles han tardado en ganar terreno en España debido a varios retos. Los dos principales son los compradores que se comprometen con contratos a largo plazo y los financieros que no están dispuestos a compartir algunos de los riesgos que conllevan estos esquemas.

Es menos probable que los grandes consumidores de electricidad firmen PPA a largo plazo para una gran parte de sus necesidades energéticas. La falta de regulación también ralentiza el proceso de los PPA, ya que cada contrato se formula individualmente, con diferentes asignaciones y condiciones de riesgo. Las duraciones de los contratos que se han firmado varían ampliamente, lo que demuestra que no existe un modelo estándar.

Este año, los bancos españoles Banco Sabadell y Bankia han cerrado operaciones de proyectos mercantiles, lo que indica que los prestamistas están empezando a ser más flexibles con sus términos y condiciones. Además, un reciente PPA entre la cervecera neerlandesa Heineken e Iberdrola indica una demanda lenta pero marcada de este tipo de acuerdos. Los PPA corporativos y mercantiles en España continuarán enfrentándose a obstáculos, pero a medida que estos acuerdos se vayan normalizando, las mejoras en el proceso conducirán a un mayor crecimiento de estos esquemas de contratación.

Aunque existen riesgos políticos y de transmisión en torno al sector de las energías renovables en España, los participantes siguen confiando en el desarrollo de la energía fotovoltaica. Existe suficiente presión política y demanda de los inversionistas para dar un fuerte impulso al gobierno a fin de crear los incentivos y la regulación adecuados necesarios para que el sector crezca.

Por Maria Chea, analista de IHS Markit