La subasta solar portuguesa celebrada el pasado mes de agosto ofrecía dos vías para vender la energía. La primera consistía en percibir una tarifa fija (un precio constante fijo para toda la producción) durante quince años (solo fotovoltaica, sin almacenamiento). La segunda consistía en vender la producción a precio de mercado (precio diario de mercado OMIE). En este caso, las empresas que pujaban podían presentar ofertas con o sin almacenamiento. Los adjudicatarios solares fotovoltaicos en ambos casos recibirán sus primeros ingresos a partir de la venta diaria de su producción al mercado mayorista (OMIE), tal y como lo hará cualquier otra instalación que esté operando en el mercado ibérico.
En la opción Tarifa Fija, el adjudicatario tendrá que pagar al Sistema Eléctrico Nacional de Portugal (SEN) cualquier ingreso que exceda la Tarifa Fija adjudicada, y recibirá ingresos del sistema SEN si el precio medio diario del mercado OMIE no alcanza la cota de la Tarifa Fija (recibirá la cantidad que falte hasta cubrir esa Tarifa adjudicada). En las opciones de Mercado (Merchant), las instalaciones no tienen cobertura de ningún tipo. Cobran lo que diga el mercado (precio ponderado por su producción horaria). De ese montante, esos adjudicatarios (los que van a Mercado) deberán restar una contribución (expresada en euros/megavatio/año) a efectos de pagar al sistema eléctrico portugués (SEN). Esta contribución anual debe ser entendida como el coste que esas instalaciones están dispuestas a pagar para asegurarse un punto de conexión a la red eléctrica lusa.
Comparativa entre subastas
Según Antuko, en aras de comparar las ofertas presentadas a la subasta, las autoridades portuguesas calculan el valor actual neto de cada oferta, expresado en euros por megavatio (€/MW), y adjudican potencia a aquellos que ofrecen el mayor ingreso para el sistema portugués. Para la opción Tarifa Fija, este Valor Actual Neto es calculado como la diferencia entre la oferta hecha por la Tarifa Fija y el precio diario del mercado esperado para los próximos quince años (basado en una previsión de precio de la electricidad que fue publicada por las autoridades portuguesas en la documentación de la subasta). Esta diferencia es entonces multiplicada por la generación teórica esperada de cada proyecto en aras de obtener los ingresos (en euros por megavatios) y, a partir de ahí, se calcula su Valor Neto Presente. Para las opciones a Mercado, es más fácil, dado que la adjudicación es directamente expresada como pago (en euros por megavatio) al sistema: la oferta supone el Valor Presente Neto de 15 años de contribución.
En el caso de las opciones a Mercado con opción Almacenamiento, las ofertas tienen que tener en cuenta un pago flexible a recibir del sistema en aras de equilibrar el extracoste del almacenamiento (comparando esta opción con la opción "sin" almacenamiento). En este caso, los ofertantes incorporaron en sus ofertas un descuento a este pago flexible, caso de las ofertas de Enel y Q-Cells.
Valor neto presente de los adjudicatarios, desde la perspectiva SEN, según Antuko
La oferta de Q Cells fue de 903.412 euros por megavatio instalado
La oferta de Enel fue de 717.694 euros por megavatio instalado
La oferta de Eerland fue de 680.997 euros por megavatio instalado
Antuko traduce las ofertas a euros por megavatio hora, a efectos de comparar la subastas portuguesa con otras
Los analistas de Antuko consideran "algo opaca" (a ojos del sector energético) la subasta portuguesa. El sector -apuntan desde Antuko- prefiere entender los ingresos esperados en términos de euros por megavatio hora (€/MWh). Así, y con el fin de traducir los pagos en euros por megavatio de potencia en ingresos esperados en euros por megavatio hora, Antuko señala que hay que hacer dos estimaciones: (1) la producción de las plantas (podemos estimar un factor de planta del 25% (2.190 horas) y (2) los precios esperados durante los 15 años.
Antuko, para formular el siguiente gráfico, ha trabajado con sus propias proyecciones de precios a quince años (2024-2038). Así, el siguiente gráfico muestra, para cada proyecto adjudicado, el flujo de caja esperado (expresado en €/MWh). En el caso de Enel y Q Cells, la zona gris representa la contribución anual que estos proyectos tendrán que hacer al sistema eléctrico portugués (SEN); la zona azul claro representa los ingresos extra que habrán lugar gracias al almacenamiento (por la mejora de las cargas y los servicios auxiliares); y la zona azul oscuro representa los ingresos por la venta de la energía solar al mercado mayorista diario OMIE, ingresos que son variables en el caso de Enel y Q Cells y tienen techo en el caso de Enerland (11,14€/MWh). Por fin, el rombo naranja representa el ingreso neto expresado en euros por megavatio hora: 11,14 en el caso de Enerland, ligeramente por encima de los veinte euros por megavatio hora en el caso de Q Cells, y alrededor de los 28, en el caso de Enel.
Conclusiones
Los precios salidos de la subasta portuguesa vuelven a demostrar, según Antuko, que la tecnología solar fotovoltaica (FV) está madura y puede alcanzar precios "extremadamente bajos". También muestra que la FV con almacenamiento es competitiva y que puede ayudar a la estabilidad de la red. Pero esta subasta -matizan desde Antuko-, también prueba que hay muchísima competencia entre los desarrolladores y que asegurarse un punto de acceso y conexión a la red, junto a una posición estratégica en un país determinado, puede tener un coste muy elevado. ¿Por qué si no alguien decidiría pagar el equivalente a entre 680.000 y 900.000 euros por megavatio instalado, casi doblando el CapEx de estos proyectos, exponiéndose a Mercado, si eso puede hacerlo en la vecina España sin necesidad de pasar por una subasta?
Nota
¿Paga Q Cells 903.412 euros por cada megavatio que le ha sido adjudicado?
Contesta Antuko: este monto corresponde al Valor Actual Neto de sus futuras contribuciones anuales, desde el punto de vista del SEN (Sistema Eléctrico Nacional de Portugal). Pero no son iguales solo al pago que efectivamente harán (los ~20€/MWh del gráfico), sino a este pago más lo que ahorra el SEN por la activación de un “seguro de precios altos”. En efecto, para los proyectos que incluyen almacenamiento, existe un tope máximo de precio de mercado que pueden recibir: si el precio es superior a este precio límite, los ingresos adicionales a este precio se devuelven al SEN. Es una forma de protegerse en caso de precio alto. Cabe mencionar que son límites altos, que aumentan en el tiempo y no deberían ocurrir de forma frecuente (si es que ocurren alguna vez). Y cabe mencionar que las bases de la subasta incluyen una proyección de ingresos del SEN por activación de este seguro, de 18,7€/MWh en promedio.
¿En qué concepto lo paga?
Lo que realmente paga Q Cells es un descuento a la prima por flexibilidad que estaba reservada a los proyectos con almacenamiento (prima de ~33.400€/MW/año). Q Cells ofertó un descuento superior a 200%, lo que significa que en vez de recibir la prima, paga una contribución de un monto superior (~45.000€/MW/año).
