El Gobierno fía parte de la bajada del recibo de la luz para los próximos años a los parques eólicos más antiguos de España. En concreto, a acuerdos bilaterales de compraventa de energía a largo plazo que puedan firmar grandes consumidores eléctricos con estas instalaciones a medida que agoten su derecho a cobrar primas, transcurridos 25 años desde su puesta en marcha.
El Ejecutivo ha querido fomentar los conocidos como PPA (Power Purchase Agreement) en la gran industria con un fondo para avalarlos con cobertura del Estado creado el año pasado. Con ellos, se fijan de antemano por largos periodos (hasta 25 años, aunque suelen ser por una década) los precios y volúmenes de entrega y ambas partes no dependen del mercado mayorista de electricidad, conocido como ‘pool’.
Esto les permite cubrirse de oscilaciones como las de enero, cuando el precio medio en esa bolsa mayorista se movió desde el pico de casi 95 euros del día 8 hasta los 1,42 euros en los que cerró el mes. Unos vaivenes que van a ser cada vez más habituales por la fuerte penetración de las renovables (que deprimen el precio) en momentos en que escasee el viento o el sol y sea necesario recurrir al gas natural para garantizar el suministro, circunstancia que la vicepresidenta cuarta y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, quiere amortiguar con lo que ha denominado “mecanismos colchón”.
En una reciente comparecencia en el Congreso para dar cuenta del fuerte encarecimiento de la luz del mes pasado, Ribera dijo que “parte del parque renovable que deja su vida regulatoria tiene un gran potencial para firmar este tipo de contratos”.
La vicepresidenta explicó que los PPA permiten mitigar “una de las anomalías más significativas” del mercado eléctrico español: “el peso tan relevante” que tiene el 'pool' “en el conjunto de los mecanismos para casar precio, oferta y demanda entre consumidores y oferentes energéticos”.
Transición Ecológica confía en que los PPA de instalaciones que van a dejar de cobrar prima por su antigüedad (las primeras en la lista son los parques eólicos) redunden en un descenso indirecto de la factura final no solo de sus beneficiarios, sino para el conjunto de consumidores.
“El resultado que pueden tener es, en todo caso, de rebaja de los precios, porque la energía de los PPA se cobra en base a lo acordado, que de media suele ser una cantidad más baja que el precio marginal, el que fija el spot en cada momento. Así que ”saca“ esa energía del mercado marginal, que de media es más caro, para ser cobrada a un precio menor, estable y acordado”, explican fuentes del departamento de Ribera.
Esa caída iría paralela a la reducción del pool que se espera propicie la entrada masiva de nuevas renovables, que permitiría converger hacia 2023 con los precios mayoristas de Francia o Alemania, junto al efecto adicional que se espera del fondo planteado para sacar de la tarifa eléctrica el coste de las antiguas primas de las energías limpias y dar señales claras para electrificar la economía.
La eólica es la tecnología más antigua del denominado régimen especial, lanzado a finales del siglo XX para incentivar la instalación de renovables con las famosas primas. De momento, la cantidad de megavatios (MW) que está llegando al final de su vida útil es residual dentro de los más de 1.200 parques eólicos existentes en España, pero va a crecer en los próximos años.
Según la Asociación Eólica Española, en 2021 habrá solo 202 MW eólicos con 25 años o más, pero en 2025 serán ya 2.239 MW, una parte aún menor frente a los más de 40.000 MW que contempla tener instalados para entonces en total el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para esta tecnología, que ya es la segunda fuente de generación eléctrica, tras la nuclear.
Kim Keats, director de la consultora Ekon, da por seguro que los parques antiguos “no se van a cerrar” una vez cumplan su vida regulatoria y pierdan el derecho a prima. Con un historial más que probado y ubicadas muchas veces en las zonas con mejor recurso eólico de España, estas plantas tienen “negocio interesante que hacer”: normalmente ya han pagado su deuda, por lo que sus propietarios “tienen un activo en producción que puede servir para captar recursos” y endeudarse para utilizar los nuevos fondos, por ejemplo, para repotenciarlo.
Si en lugar de vender su energía al precio del ‘pool’, esas plantas firman un PPA, serán aún más atractivas para las entidades financieras, por la estabilidad de ingresos que les proporciona, explica Keats.
“Al consumidor industrial esto le permite disponer de la energía que necesita en el momento, sin esperar a la construcción de nuevas renovables en el marco de las subastas”, y el vendedor ofrece “precios competitivos con el abaratamiento de las renovables que se ha ido produciendo en los últimos años”, dice por su parte Transición Ecológica.
'Windfall profits'
Desde algunos sectores, se cree que permitir un PPA a un parque eólico ya amortizado equivale a los famosos 'windfall profits' (beneficios caídos del cielo) de hidráulica y nuclear. El empresario y experto en energía Jorge Morales de Labra cree que estas instalaciones (y las fotovoltaicas que en el futuro cumplan su vida regulatoria), “deberían tener un precio fijado distinto al anterior porque ya han amortizado la inversión”.
Opinión que comparte otro directivo del sector que pide el anonimato: “Tienen una vida regulatoria con una rentabilidad garantizada y en el momento en el que eso se acaba deberían tener la rentabilidad mínima industrial para seguir operando el parque, y el resto debería de repercutir al sistema eléctrico”.
Transición Ecológica descarta sin embargo que se esté abriendo otra vía a esos 'windfall profits': “Es como cuando cualquier empresa amortiza la inversión inicial que ha hecho y pasa a obtener más beneficios. Y es una manera de que un parque que está en buenas condiciones continúe en funcionamiento”, señalan en el ministerio.
A la cabeza de Europa
Los PPA se iniciaron en 2014, principalmente para impulsar los centros de datos de empresas tecnológicas interesadas en reducir su huella de carbono. Pero en los últimos años han sido las industrias intensivas en consumo de energía las que están firmando la mayor parte. En Europa, el despegue ha sido lento pero ya ha alcanzado velocidad de crucero, con España como líder destacado en 2020.
Pese a la catástrofe del coronavirus y al parón que se produjo durante los meses del gran encierro, en 2020, y según la consultora suiza Pexapark, España se convirtió en el gran dominador del mercado europeo de PPA, con 3,4 gigavatios de renovables firmados solo ese año, más de un tercio del total de todo el continente (unos 9 GW).
Se trata de acuerdos para plantas que se van a poner en marcha en los próximos años, como los 590 MW del megaparque solar Francisco Pizarro que Iberdrola construye en Extremadura, que será el mayor de Europa. Este es el mayor PPA firmado hasta ahora en España, en este caso con Danone.
Para los PPA fotovoltaicos firmados en 2020, Pexapark estima un precio en torno a 36 euros/MWh, que fue el más bajo de Europa: 6 euros el megavatio/hora más baratos que los alemanes, 7 euros hora más baratos que los italianos y franceses y 10 euros más baratos que los del Reino Unido. “Algo que beneficia fundamentalmente a la industria”, como señaló Ribera en su comparecencia.
De Labra pronostica que la reciente subasta de renovables organizada por Transición Ecológica puede poner en serio riesgo la firma de nuevos PPA por los bajos precios a los que se ha cerrado, con la solar en 24,47 €/MWh, muy por debajo de los contratos bilaterales firmados hasta ahora en España.
Una tesis de la que el director de Ekon discrepa: “Tú como comprador no te puedes comparar al Gobierno español y esperar unos precios tan competitivos”, dice Keats, que cree que los PPA para nuevas plantas pueden ser interesantes para operadores que se han quedado sin adjudicarse potencia en la subasta, como Repsol.