10 de febrero 2017

Analizan qué tipo de licitación para proyectos de energías renovables es conveniente

Pablo del Río, jefe del Grupo de Economía Ambiental del CSIC, abrió la jornada para explicar otras experiencias internacionales en el diseño de subastas de renovables. Experiencias recogida en el proyecto europeo Aures, donde colaboran científicos alemanes, austriacos, holandeses, británicos y españoles. “La clave para que las subastas funcionen es saber qué pretendemos, cuáles son […]


Pablo del Río, jefe del Grupo de Economía Ambiental del CSIC, abrió la jornada para explicar otras experiencias internacionales en el diseño de subastas de renovables. Experiencias recogida en el proyecto europeo Aures, donde colaboran científicos alemanes, austriacos, holandeses, británicos y españoles. “La clave para que las subastas funcionen es saber qué pretendemos, cuáles son los objetivos en política energética. Y luego necesitamos que haya competencia. De lo contrario tendremos pujas altas y altos costes de la energía”, apuntaba del Rio.

El proyecto Aures maneja 30 elementos de diseño para analizar cómo se organizan las subastas en medio mundo. Elementos como el volumen subastado, el producto, los criterios de selección, neutralidad versus diversidad tecnológica, etc. “En Aures utilizamos criterios de eficacia –que los proyectos se construyan– y de eficiencia estática y dinámica –que faciliten la innovación y la reducción de costes–. Pero además, analizamos los costes de apoyo, los impactos locales o la viabilidad sociopolítica y legal”.

El investigador del CSIC recordó que “Reino Unido es el país que más experiencia tiene en la organización de subastas de renovables porque empezó a hacerlas en los 90. Pero las dejó de utilizar por falta de eficacia. En 2015 volvió con ellas”. Uno de los aspectos “cruciales es el volumen subastado, que se decide en términos de potencia instalada (MW), generación (MWh) o presupuesto. Lo más habitual es subastar capacidad instalada. Así hay más certidumbre sobre los costes de apoyo. Pero ha habido casos de ineficiencia clara”.

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Pablo del Río también se refirió a la neutralidad tecnológica. “Que no siempre es positiva. Por criterios industriales, la mayor parte de las subastas del mundo son específicas, no neutrales tecnológicamente”. Es decir, hay subastas para eólica, para fotovoltaica, etc.

Propuesta conjunta de 13 asociaciones

El pasado noviembre Fundación Renovables, Amigos de la Tierra, Anpier, Aperca, Aremur, Protermosolar, Avaesen, Claner, Clúster de la Energía de Extremadura, Greenpeace, Nuevo Modelo Energético, UNEF y WWF presentaron una propuesta conjunta con los aspectos que, entienden, debe contemplar cualquier subasta de renovables.

Fernando Ferrando, vicepresidente de la Fundación Renovables, considera que “la subasta de 700 MW de 2016 y la de 3.000 MW de este año son absolutamente insuficientes. Y más cuando nos anuncian que se cierra el cupo hasta 2020”.

Ferrando explicó que la subasta debería ser de energía generada. “Producimos energía, queremos que se subaste energía, no inversión o potencia”. Y recordó con sorna lo que se comenta en el sector sobre la posibilidad de que la subasta fuera marginalista. “Algunos tiran los precios porque piensan que otros los empujaran hacia arriba. Pero ¿quién gana si hay un montón de ofertas idénticas para esos 3.000 MW? El que mejor ADSL tenga para que su oferta llegue la primera”.

Ferrando fue especialmente insistente al hablar de la diversificación de agentes. “Las reformas eléctricas del Gobierno tienen como objetivo convertir las renovables en un proyecto financiero. Esto no es una apuesta energética, es una apuesta para fomentar la concentración energética. Nos preocupa que la subasta se resuelva con proyectos de 500 MW. Si hemos conseguido que las renovables sean de todos no podemos dejar que las sigan haciendo los de siempre”.

En este sentido Pablo del Río apuntó que esta diversificación es uno de los criterios del proyecto Aures. “En otros países como Alemania se valora la generación distribuida, los beneficios de integración en la red y la aceptabilidad social”.

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El vicepresidente de la Fundación Renovables fue muy crítico con la propuesta del Gobierno. “Carece de lógica y de racionalidad. A la tropelía continua del autoconsumo se va a sumar ahora la tropelía de unas subastas mal planteadas. Si somos más baratos déjennos ser más baratos. El Gobierno tiene que pensar en la sociedad, no en las eléctricas”.

Subastas específicas

José María González Moya, director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA) defendió las “subastas específicas por tecnologías para no enfrentar a unas contra otras”. También habló de la necesidad de “planificación energética”. “La sobrecapacidad actual exige que el Gobierno prevea la salida de generación fósil. Hay que establecer un calendario de subastas, no una de vez en cuando. Hay que ofertar por la energía, no por la capacidad. Hay que contemplar todas las tecnologías (con referencias explícitas a la biomasa, la termosolar, la hidráulica y las energías marinas).

El director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso, también criticó el hecho de que se celebre una subasta de vez en cuando. Este “one shot (un disparo) no sirve para planificar a medio–largo plazo, no ofrece ninguna visibilidad empresarial e industrial para el sector”. Rechazó las subastas marginalistas para “evitar el efecto listillo de los actores que entran a precios muy bajos confiando que otros los suban”. Y abogó por la producción, no por la potencia. “Queremos agentes serios, queremos que se hagan los 3.000 MW. Hay que buscar el equilibrio para alejarse de especuladores y asegurar la competencia”. En cuanto a la neutralidad tecnológica, “en este momento de ‘one shot’ no nos pronunciamos; si hubiera una senda clara, sí”. Donoso también defendió que un 20% de lo subastado fuera para instalaciones de menos de 10 MW. “Por calidad democrática. Y porque estamos viendo en todos los países una concentración de agentes. La clave para sacar ahora proyectos es la capacidad de financiarse. Y esas concentraciones pueden acabar subiendo los precios a medio plazo”. El director general de UNEF aseguró que “hay empresas del sector fotovoltaico que están pensando en instalar plantas sin subastas, firmando acuerdos de venta de energía (los llamados PPA)”.

Juan Virgilio, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) también se mostró partidario de las subastas específicas. Y de fomentar no solo la energía sino también una política industrial en el país, recordando que hay 22.000 empleos ligados a la eólica. “A pesar de las incertidumbres puede haber concurrencia. Hay empresas con los proyectos estudiados. Pero a mi lo que me preocupa no es el éxito de la subasta, es que en diciembre de 2019 estén construidos los proyectos”. “De que se hagan bien las cosas pueden depender decisiones industriales que se tomarán fuera de España”, dijo Virgilio en referencia a las fusiones de calado que se han vivido en algunas de las empresas del sector eólico.

El presidente de Protemosolar, Luis Crespo, no escondía su decepción. “Han dejado fuera de juego a la termosolar”. Y lanzó esta pregunta: ¿cuánto costaba la fotovoltaica cuando solo había 5.000 GW instalados en el mundo? La termosolar está en una fase previa de desarrollo pero “en Dubai vamos a ver ya proyectos por debajo de los 10 céntimos de dólar por kWh”. E insistió en una de las bazas fuertes de la termosolar: su capacidad de almacenamiento. Por eso pidió que “un tramo de la subasta sea para tecnologías con almacenamiento”. Que fueran capaces de hacer frente a un “posible escenario donde no hubiera consenso político para renovar las licencias de operación de las nucleares en cinco años. ¿Quién va a dar capacidad de respaldo sin nucleares ni carbón?”.

Fuente: Energías-Renovables.

1 Comentario

  1. Héctor

    El discurso de nuestro Presidente Mauricio Macri en Davos tuvo un impacto mundial muy fuerte en el ambiente de las grandes y prestigiosas empresas constructoras y operadoras de plantas de energías renovables en todas sus variantes.
    Empresas que hace años estaban expectantes por invertir en Argentina y sólo esperaban un contexto político favorable llegaron en forma masiva a proponer inversiones y desarrollos.
    A Jujuy fueron muchas de ellas planteando innumerables proyectos solares con financiamientos propios casi ilimitados. Mendoza, San Juan, La Rioja, Catamarca y Salta no fueron ajenas a propuestas de construcción de grandes plantas solares utilizando distintas y modernas tecnologías disponibles en el mundo. Cuando digo grandes, me refiero a plantas superiores a los 200, 300 y más Mwp.
    El embajador de China presentó a empresas líderes y poderosas de China que firmaron convenios con el Gobernador de Jujuy, comprometiendo el aporte tecnológico y financiero total para construir 600 Mwp fotovoltaicos en La Puna. Se puede constatar en múltiples publicaciones periodísticas los ofrecimientos de las empresas chinas.
    Todas las empresas que vinieron con propuestas tienen antecedentes probados de su capacidad de construcción y operación en varios países lo que les confiere un status de credibilidad y seriedad muy alto.
    El auge no duró demasiado.
    Los nuevos funcionarios de Energías Renovables decidieron suspender la herramienta polinómica de la Resolución 108 por “haber sido utilizada para hacer negociados”, según las expresiones del Subsecretario de Energías Renovables en algunos medios. Argumento poco válido porque también se utilizaron las licitaciones para hacer negociados por lo tanto, según el mismo criterio, deberían ser suspendidas.
    En su lugar se lanzó un proceso licitatorio que no contempló las diferencias climáticas generando una inequidad técnica y económica muy grande. De todas formas, el proceso podría haber sido efectivo si no sucedía lo siguiente:
    Las declaraciones públicas anticipadas manifestando la intención de no pagar más de u$s 100 por Mwh terminaron alejando a las grandes empresas de prestigio internacional que circulaban por el País. Claramente las mismas fueron hechas para forzar presentaciones a precios muy bajos sin que los mismos signifiquen los reales precios de mercado para Argentina. Son precios para satisfacción de funcionarios.
    El plazo de 20 años de contrato para la amortización de la planta tuvo el objetivo de sustentar un precio menor a los u$s 100 por Mwh, plazo prácticamente inviable en nuestro País por los antecedentes recientes y nuestra historia que no nos favorece. Las ingenierías financieras basadas en garantías de garantías tampoco convencieron a los inversionistas que quieren invertir para ganar y no para ejecutar garantías. Todo ello al margen que prácticamente se estaría agotando la vida útil de la planta en ese plazo.
    El inexplicable y antojadizo tope de 100 Mwp también contribuyó a espantar a las grandes empresas e inversionistas. Ese tamaño de plantas son las unidades mínimas de construcción en el mundo.
    Tampoco se admitieron propuestas termosolares que son las de mayor crecimiento en el mundo por su rango, eficiencia y gestionabilidad de generación. En los últimos dos años, las grandes empresas están construyendo sistemas combinados que permiten gestionar y producir durante 24 hs mejorando la ecuación económica y posibilitando un precio menor del Mwh.
    Los plazos de construcción son exageradamente largos típicos de capacidades constructivas de pequeñas empresas. En realidad abona el riesgo de un negociado: Especular con las bajas de costos a uno o dos años para luego vender los proyectos o conseguir algún financiamiento. El Estado se perjudica porque no obtiene resultados a corto plazo, los que podría lograr aplicando un criterio distinto.
    Es de público conocimiento que varias de las adjudicadas están ofreciendo la venta de sus proyectos al mejor postor. Era previsible que, bajo las condiciones de la licitación, se generaría un potencial negocio para desarrolladores de proyectos pero no para empresas con serias intenciones de concretarlos.
    Es fuerte el riesgo que aparezca un inversionista apostando al fracaso de la amortización para luego ejecutar las garantías y quedarse con una planta amortizada (antecedente en curso en una planta eólica en Uruguay).
    Se quitaron del pliego los requerimientos de experiencias previas y se decidió regalarlo para lograr presentaciones masivas, desvirtuando el sentido del cobro de los pliegos: evitar que se presenten aventureros simplemente para especular.
    Si bien hubo una enorme oferta en Mwp, no hay un solo proyecto solar adjudicado que se haya presentado con financiamiento asegurado. Ni uno solo. Es también de público conocimiento las innumerables gestiones y (casi ruego) de algunos por conseguir financiamientos. Incluso algunos que los tenían asegurados antes del cambio que produjo la licitación.
    Es poco serio presentar proyectos, generar expectativas pero no tener asegurado los medios para concretarlas. Si no hay financiamiento no hay plantas, por lo tanto sólo hay meras intenciones que sólo sirven para espléndidos titulares en los medios.
    El éxito se mide por concreciones, no por anuncios.
    La gran pregunta es: Qué pasó con las grandes empresas internacionales prestigiosas de primera línea ávidas de construir e invertir en Argentina?
    La respuesta es muy simple. Se invierte para ganar.
    Los proyectos presentados tienen TIR menores al 5% con meses en rojo y el riesgo de que, ante la rotura de un equipo, el año completo quede en rojo. Resultado: Imposible conseguir inversionistas salvo que se comprometan “otras” garantías por fuera del proyecto, situación que sólo podrían hacerlo las estatales provinciales con su coparticipación o regalías o empresas con posibilidades de emitir bonos de deuda.
    Maniobras de ese tipo destruiría el mercado porque se construirían plantas perdidosas sostenidas por sistemas económicos externos, sellando un antecedente y parámetros absolutamente negativos cuando, procediendo correctamente, se podría desarrollar un excelente mercado que se sostenga y financie a sí mismo.
    Las tasas nunca fueron tan determinantes como lo quieren presentar. Hace años tenemos financiamientos disponibles a tasas debajo del 5% porque, ante una TIR razonable, el negocio es seguro por las condiciones especiales que presenta: Producción de un producto crítico de consumo seguro y un Estado como único cliente que asegura la compra por un plazo que permite amortización segura.
    Qué hacer?
    La coyuntura de nuestro País es la ideal para captar inversiones para construir grandes plantas en forma acelerada con resultados a corto plazo: Contamos con una Paridad de Red extraordinaria, la mejor de la historia, incluso muy superior a la que tuvieron otros países que lograron desarrollar con éxito las energías renovables.
    El precio final que paga el Estado a la energía convencional supera ampliamente los u$s 500 generando una Paridad de Red extraordinaria tal que permitiría establecer precios a las energías renovables que aseguren una TIR de aceptación internacional (+- 10%) con plazos de amortización de 10 años máximos, situación extraordinaria para éste tipo de inversiones.
    A cambio se podrá:
    Establecer plazos de construcción muy cortos.
    Condicionar a la transferencia de tecnología propiciando la instalación de fábricas de componentes esenciales para la construcción de las plantas.
    Propiciar asociaciones con empresas nacionales que necesitan y pretenden desarrollar tecnología, sin que el Estado deba subsidiarlas.
    La discusión del “componente nacional” dejaría de existir. La generación de empleo sería masiva y permanente por la instalación de las fábricas y no temporaria por la construcción de las plantas.
    Claro está que me refiero a la construcción de plantas sin límites de tamaño.
    No es lo mismo construir varias pequeñas de 100 Mwp ajustadas financieramente que construir plantas superiores a los 300 Mwp con una TIR razonable durante su amortización.
    Con una rápida construcción de las plantas, en corto plazo el Gobierno comenzaría a pagar una energía a menos de la mitad de lo que paga en la actualidad. Pasado los 10 años de amortización, el costo de la generación se reduciría por debajo de los u$s 40 con plantas a capacidad plena y con una vida útil de muchos años más.
    Problemas de Redes para evacuar la energía?
    Limitando la construcción a 100Mwp, el costo de construcción de una Red para evacuarla es significativo en la inversión total. Construyendo plantas de 300Mwp o más, su costo se minimiza al punto que puede ser absorbido dentro de un PPA pactado.
    Las empresas podrían construir las Redes y financiarlas al Estado dentro del plazo del contrato de PPA generando una solución integral al grave problema de energía y transporte que tenemos hoy en día.

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