Por qué los resultados de la subasta en España no pueden compararse con los precios de PPAs
El martes 26 de enero de 2021, España celebró una subasta para asignar 3 GW de capacidad de energía renovable. Finalmente adjudicó 2.036 MW de solar fotovoltaica y 998 MW de eólica terrestre a 32 empresas. Statkraft presenta su visión de los resultados de la subasta y sus implicaciones para el mercado de PPAs en el futuro.
El anuncio de la subasta en 2020 fue aplaudido por muchos promotores solares y eólicos. Ser adjudicado con capacidad en la subasta podría significar ser priorizado por la administración española para obtener conexiones a la red, así como permisos ambientales y de construcción.
La subasta dio como resultado un precio medio ponderado de 24,47 €/MWh para la energía solar fotovoltaica y de 25,31 €/MWh para la eólica terrestre. Aunque los precios de solares y eólicos as produced son diferentes a los precios en carga base, los precios de la subasta son, de media, un 40% más bajos que los niveles de precios a plazo en carga base en OMIP el 26 de enero de 2021.
Consideramos muy positivo que la energía solar y la eólica en España sean aún más competitivas en cuanto a costes, ya que esto significará que es posible un mayor despliegue de las tecnologías renovables. Estos precios medios nos dan una indicación del potencial de reducción del coste de la energía para los consumidores a largo plazo. También muestran, hasta cierto punto, el nivel en el que las empresas ganadoras ven los precios de la energía en el mercado a futuro.
Sin embargo, es importante analizar los resultados y ponerlos en el contexto adecuado:
La capacidad subastada representa menos del 3% de la capacidad total de generación de España, por lo que es demasiado pronto para ver cualquier efecto en los precios al consumidor.
Las ofertas de la subasta para un proyecto que comience en 2023-2024 serán naturalmente más bajas que el precio de un PPA con fecha de inicio en 2021 o 2022.
Las ofertas de subasta más bajas reflejan el coste de oportunidad de instalar rápidamente la capacidad solar y eólica, más que los verdaderos costes de la tecnología solar y eólica.
Los promotores vieron la oportunidad de ser "el ganador de la subasta" y con ello atraer la visibilidad pública y mejorar la credibilidad de la financiación del proyecto. Las subastas podrían representar la mejor vía de acceso al mercado para algunos promotores que no pueden cerrar PPAs o vender a mercado.
Una perspectiva de cartera combinada de los promotores les permite ofrecer una oferta más baja en la subasta con la intención de maximizar los beneficios con los PPA privados.
Los precios medios de las subastas corresponden a tasas internas de rendimiento (TIR) del 3 al 4%, en comparación con la TIR estándar de los proyectos PPA del 7 al 8%.
Aurora Energy Research, consultora y proveedora de previsiones del mercado energético, explica que los precios de los PPA en España son significativamente más altos que el precio de adjudicación de la subasta, ya que prevén que los precios del mercado aumenten debido a la subida de los precios de las materias primas. Además, dado que la subasta eliminará más de 19 GW de capacidad renovable del mercado de PPA hasta 2025, el número de proyectos que las empresas pueden considerar como "adicional" será verá reducido.
El mercado de los PPAs corporativo depende en parte de los costes tecnológicos de la energía solar y eólica, pero sobre todo de factores de mercado como los precios a plazo, el apuntamiento de la energía solar fotovoltaica y eólica a largo plazo y la estructura de distribución de riesgos en los PPA en términos de plazos, perfiles y estructuras de crédito. Comparar las condiciones de las plantas renovables en la subasta con los PPA bilaterales, es erróneo.
"Desde Statkraft consideramos muy positivo el alto nivel de competencia en la subasta y creemos que los precios adjudicados para los proyectos solares fotovoltaicos y eólicos con fecha de entrega en 2023 y 2024 son razonables teniendo en cuenta el contexto de la subasta. Los resultados de la subasta en España también siguen el patrón observado en la subasta de Portugal, donde las ofertas mínimas de 14,89 €/MWh estaban vinculadas a rendimientos inferiores al nivel actual del mercado. Asimismo, pensamos que estos precios deben ponerse en el contexto adecuado para entender cómo se desarrollará el mercado de PPAs. "
