El presidente de España ya ha vuelto a dar un fuerte giro a la rueda de fortuna de las renovables en España. También han dicho desde el MINETAD que esta mesa también sería un juego para la fotovoltaica.

Observo un cierto negacionismo de la realidad en ello, en diferentes sentidos y niveles.

El Levelized Cost of Energy o LCOE

El riesgo en esta partida de ruleta no es la adjudicación, que en si es previsible, aunque no racional, sino el régimen retributivo que se subasta. Dicho régimen es negacionista de la realidad del Levelized Cost of Energy, abreviado como LCOE. El LCOE que es el coste normalizado de la energía, y para las renovables se define prácticamente íntegramente en su coste de inversión. Este coste de inversión es un coste hundido, lo que significa que una vez desembolsado ya no puede variar. El coste marginal de producción de las energías renovables consiste en operación y mantenimiento. Se alimentan con recursos naturales gratuitos, como pueden ser la radiación solar o el viento, los más conocidos.

El coste de la energía irá bajando con la gradual transición a un sistema 100% renovable en 2050, y esta realidad no es tan remota

Cuando hablo de la realidad del LCOE me refiero a la previsibilidad que requiere cualquier inversión para poder financiarse, y por supuesto para garantizarse su viabilidad económica de fondo. Esto quiere decir que alguien ponga su dinero a riesgo para comenzar y desarrollar estos proyectos, y luego venga otro que le preste dinero para comprar los equipos para construirlos.

El coste de la energía irá bajando con la gradual transición a un sistema 100% renovable en 2050, y esta realidad no es tan remota. Estamos hablando de proyectos que tienen un vida útil de entre 25 y 40 años, por lo cual ahora ya estaríamos instalando potencia que garantizaría 100% renovable para nuestros nietos.

El LCOE de los proyectos que suministrarán este 100% renovable a nuestros nietos no será homogéneo, sino variaría según fechas de puesta en marcha. El LCOE tiene que resultar en un sistema retributivo que garantiza un precio razonable y estable. El principal interés no es la razonabilidad de este precio, sino su estabilidad, la previsibilidad. Sin esta previsibilidad no alcanzaremos la transición a un mundo 100% renovable.

El sistema de retribución que ofrece la subasta española tiene todos los elementos que debe tener, pero los tiene mal conjugados, demasiado variable y sobretodo en un mercado inadecuado.

Con un PPA, ¿qué puede ir mal?

La semana pasada me invitaron al Ateneo de Energía en Madrid para hablar sobre contratos bilaterales de compraventa de electricidad, denominados PPA en sus siglas inglesas. Me habían planteado la pregunta “Qué puede ir mal con un PPA” como título para mi ponencia. Lo que puede ir mal con un PPA es que le cambien el marco regulatorio del mercado de una forma imprevista.

En la jornada hemos hablado sobre la continua improvisación a la que estamos sometidos en el mercado, es irónico que el día después el presidente del gobierno anunciara de la nada otra subasta de renovables de 3000MW para antes del verano.

Obviamente hemos hecho eco del último caso de arbitraje internacional que se registró el 22 de mayo 2017 en el CIADI, bajo número ARB/17/15, de la empresa alemana Portigon AG. Este arbitraje tiene dos cosas en común con la ya mencionada subasta anunciada por Rajoy. En primer lugar, el sistema retributivo que recorta a Portigon es el mismo que estructura la retribución de la potencia que se asignará en la subasta. En segundo lugar, el proyecto tipo utilizado para Portigon es igual de improvisado que el anuncio de Rajoy. El gran problema de estos proyectos tipo, tanto los de Portigon, o el de Eiser, los del laudo favorable contra España del 4 de mayo de este año en curso, como los utilizados de base para la subasta celebrada el pasado 17 de mayo, es esta improvisación, y su manifiesta desconexión de la realidad empírica de los proyectos.

La clave aquí será el ritmo de la transición energética, y el momento en que la incrementada penetración de las renovables en el pool justificará su transformación de un sistema basado en costes marginales a un sistema basado en LCOE

Entre los diferentes ponentes en el Ateneo de la Energía hemos aprovechado la oportunidad para analizar subasta, PPA sintéticos y PPA físicos con línea directa. La clave ha sido la previsibilidad del mercado spot, como no podía ser de otra manera. Entre ahora y el año 2050 este mercado, también llamado pool eléctrico tendrá que adaptarse a un sistema basado en el LCOE. En estos momentos está todavía basado en los costes marginales de producción, ya que está dominado por tecnologías alimentadas con combustibles, con el gas como determinante para la formación de la última unidad marginal. Es por esta razón que hay PPA sintéticos que están instrumentalizados como commodity hedges, una cobertura vinculada al coste de materia prima, como es el gas. Es interesante en este contexto comparar el sistema de Real Decreto 413/2014 con ello. Lo que ocurre con este sistema es que no sólo vincula la retribución de la potencia adjudicada en la subasta al mercado spot de electricidad, que en sí puede ser sensato, sino volatiza arbitrariamente y por tanto de una manera totalmente imprevisible la práctica totalidad de los criterios retributivos en periodos semiregulatorios de 3 años, y regulatorios de 6 años.

La clave aquí será el ritmo de la transición energética, y el momento en que la incrementada penetración de las renovables en el pool justificará su transformación de un sistema basado en costes marginales a un sistema basado en LCOE. Si, por ejemplo, tomáramos 50% renovables como referencia un escenario “Business as usual”, iríamos a una penetración del 27% en el 2030. Si fuera lineal, a este ritmo tardaríamos hasta el 2053 en alcanzar el punto de inflexión. Si en cambio partiéramos de un escenario de 100% renovables en el 2050, también de forma lineal, tendríamos el punto de inflexión en el 2034. Son simplificaciones, la realidad aquí no es lineal, y el riesgo regulatorio aquí va muy pegado al riesgo tecnológico y económico, para no decir que depende de estos dos últimos.

Hay quien no quiere escuchar de esto en el contexto de los PPA, pero ya son una realidad regulatoria en España, y preveo un auge de ellos en el futuro próximo.

Al otro lado de la escala tenemos los PPA puramente físicos, necesarios si tenemos un autoconsumo donde el sujeto consumidor y productor no coinciden, compartiendo las dos infraestructuras de conexión de distribución o de transporte, o haciendo uso de una línea directa. La combinación de varias fuentes renovables de producción también está permitido, aunque todavía tienen que ser un único sujeto titular de las diferentes instalaciones que suministren un único sujeto consumidor. Me invitaron a explicarlo en otra jornada celebrada el mismo día del anuncio y nota de prensa de la nueva subasta, en Sant Cugat del Vallès en Barcelona por el Clúster de Biomasa de Cataluña. No tiene justificación que la propiedad de estas instalaciones tenga que ser de un único sujeto, ni que sólo pueda suministrar a un único sujeto. Los artículos 20 y 21 del borrador de la nueva Directiva Europea de energías renovables, del llamado paquete “Energía limpia para todos los Europeos”, harían inviable no sólo estas limitaciones con su formulación del autoconsumo compartido como un derecho para el ciudadano, sino también las cargas desproporcionadas que no reflejan los costes. Hay quien no quiere escuchar de esto en el contexto de los PPA, pero ya son una realidad regulatoria en España, y preveo un auge de ellos en el futuro próximo.

Volvemos al borrador de la nueva directiva de renovables. Dice, en su artículo 6, que los sistemas de apoyo a las renovables, como por ejemplo nuestra subasta, se revisarán de una forma que no tenga impacto negativo en los derechos conferidos en este contexto, ni en la economía de los proyectos. Podemos decir que la nueva directiva así des-volatiliza el sistema de Real Decreto 413/2014, y le pone límites a su imprevisibilidad. Aquí estaríamos en el lugar donde un PPA con entrega física, pero sin conexión entre consumidor u offtaker y productor se equipararía con la subasta. Los dos tendrían que ser siempre capaces de garantizar la economía real en términos de LCOE de la instalación productiva, porque si no es así podría sufrir default la instalación, que no sería en el interés de ninguna de las partes del PPA, ni de la Subasta. El 1 de junio seguimos el debate en la jornada organizada por APPA: “El futuro de las renovables en España ¿Subastas y Mercado?