Pregunta del mes en PV Magazine
Yann Dumont responde a la pregunta del mes de la revista PV Magazine, en el que concluye que además de en el precio, habrá que empezar a fijarse en el perfil de entrega de la energía de los PPAs.
Según la consultora suiza Pexapark, España fue el mayor mercado de PPA en Europa y lo seguirá siendo en 2021, con un precio medio de 35 €/MWh de energía solar. ¿Cree que el precio medio para la solar alcanzado en la subasta, de 24,47 €/MWh, influirá en los PPAs en nuestro país? En caso de que sea así, ¿cuándo y de qué forma?
Tras muchos meses de espera, la nueva subasta de energías renovables en España llegó cumpliendo las expectativas de agotamiento de los cupos. Además, se ha cumplido con unos precios medios próximos a los que esperaban las empresas especializadas del sector. Aunque se introdujo la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento, no ha sido suficiente para que suponga diferencias.
Para futuras convocatorias y de cara a crecer hacia el objetivo de alta penetración de renovables en el sistema, es importante que los sistemas de almacenamiento tengan un sistema de retribución especifico asociada a renovables o por sí solo. Por otra parte, las empresas participantes también conocen los precios del mercado de PPAs y quizá es en esto en lo que más habría que fijarse. El mercado de subastas y el de PPA son distintos. Las condiciones y costes de transacción en cada uno son distintos. El riesgo de venta a todo el sistema eléctrico o a una empresa determinada es distinto. La agilidad de los procesos y la liquidez de los mercados son distintos. Es cierto que la subasta ha marcado una señal de precios a largo plazo, pero sin liquidez futura ninguna.
Por lo tanto, los precios alcanzados en estas subastas no deberían afectar significativamente a los precios de PPAs. Para empezar, habría que comparar con PPAs similares, tipo “as produced”, que es lo que permite la subasta y especialmente valioso para proyectos eólicos. Además, los adjudicatarios de las subastas tienen también la oportunidad de incrementar y mejorar los proyectos adjudicados, buscando beneficios adicionales a los propios de la subasta, así como la opción de salirse de la subasta antes de llegar al nivel máximo de producción.
También hay que tener en cuenta que la adjudicación de los 3 GW de la subasta libera presión al mercado de PPAs, por lo que un posible ajuste de precios dependerá de la urgencia (necesidad) de acuerdo de esos PPAs con la vista puesta en la esperanza de nuevas subastas. O viceversa, habrá empresas que busquen firmar PPAs más ventajosos sabiendo que tienen disponible otra alternativa, en forma de subasta, unos meses más adelante. En definitiva, al mercado de PPAs le ha salido un nuevo competidor con ventajas que no ofrecen habitualmente los PPAs y eso da justificación a un diferencial de precios.
Lo que pensamos desde ASEALEN es que, más allá del precio de un PPA, hay que empezar a tener en cuenta el perfil de entrega de la energía asociado a ese PPA, porque eso es lo que realmente definirá su precio. Todo consumidor necesita energía a lo largo de las 24 horas del día, con diferentes perfiles, y ahí es donde entra la necesaria participación del almacenamiento para cubrir al 100% la necesidad de consumo y el precio realmente interesante de un PPA.
