Primero fue el colapso administrativo ante la imposibilidad de comunidades y ministerios para hacer la evaluación ambiental de cientos de proyectos de renovables y ahora llega el riesgo de "colapso" en los bancos y en el sector de la construcción si estos mismos proyectos ya autorizados tienen que estar terminados en junio de 2025, como dice la ley. Ante esta situación, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) reclama una nueva prórroga, en este caso de dos años, para dar tiempo a toda la cadena financiera y de materiales a poder sacar adelante parques solares proyectados y de los que depende la instalación de "muchos gigavatios" de electricidad.

El director general de la UNEF, José Donoso, ha hecho esta petición durante la presentación este jueves del informe anual del sector, que indica que 2022 volvió a ser un año récord, con España encabezando la generación eléctrica fotovoltaica de la UE y con posibilidades de cumplir con los objetivos fijados por el Gobierno para tener una potencia instalada de fotovoltaica de 76 gigavatios en 2030.

Dejando a un lado los 19 GW que se espera que haya de un autoconsumo que ya da señales de "desaceleración, el resto, 57 GW, deberán ser de parques fotovoltaicos y parte de ellos corresponderán a los nuevos proyectos que están en ciernes tras superar en enero de este año el plazo para tener una evaluación ambiental favorable. Es sobre ellos sobre los que la UNEF advierte de que vuelve a pesar la losa de unos plazos que consideran demasiado cortos para demasiadas gestiones pendientes, en una concatenación de plazos que siempre están a punto de incumplir.

Según la ley que marcó los hitos para acelerar su construcción, los proyectos que tenían que tener evaluación ambiental positiva en enero tenían en principio hasta junio de 2023 para tener una licencia de obras, pero antes del verano el Gobierno ya les dio una primera prórroga, de seis meses, para que tuvieran tiempo para hacer este trámite hasta enero de 2024.

Sin embargo, de momento decidió no retrasar el siguiente gran plazo y el paso final, de modo que los miles de proyectos, por una potencia total de 45 gigavatios, que el propio Ministerio calcula que se beneficiarán de la primera tendrán que estar listos para empezar a funcionar en junio de 2025, y es este último plazo el que el sector fotovoltaico insiste en que será imposible cumplir.

Donoso ha reclamado una prórroga de dos años, es decir, que la activación de las plantas fotovoltaicas se retrase hasta junio de 2027 para evitar el "colapso" de los bancos y del sector de la construcción si no se modifica el plazo. 

Si no, ha explicado que una vez que los proyectos tengan permiso de obra  saturarán a los bancos para pedir financiación para llevarlos adelante. Cuando tengan la luz verde financiera y puedan empezar, lo que ocurrirá será otro colapso en el sector de la construcción, con una saturación tanto de la mano de obra como de los medios materiales. En concreto, uno de los suministros clave es el de los transformadores, que sólo se fabrican a demanda y para el que los fabricantes dan fechas de entrega de entre 15 y 24 meses, de modo que ya solo con eso se superaría el plazo de junio de 2025. Si esto ocurre, los proyectos que no estén listos para empezar a funcionar perderán su derecho de acceso a la red y tendrán que empezar de cero, según la ley.

"Es imprescindible una prórroga de dos años, que tiene que ser sencilla y no suponer nuevas recargas", ha indicado Donoso, que también ha dado por sentado que cualquier decisión en este sentido no se producirá mientras el Gobierno esté en funciones. "Será cuando haya Gobierno, somos realistas de la situación actual. Creemos que es necesario, justo y que cuando haya Gobierno sería el momento de hacerlo", ha dicho.

Precio de la electricidad de origen solar

Por otra parte, el informe  de la UNEF deja clara la diferencia de expectativas sobre el precio que debe ponerse a la electricidad generada con energía fotovoltaica entre el Gobierno y los productores. Así, el Ministerio de Transición Ecológica quiso fijar el precio de la electricidad de origen eólico y fotovoltaico en 45,12 euros el MWh en la última subasta pública, de noviembre del año pasado, ocho euros por debajo del que los 53,8 euros por los que se había adjudicado en otra subasta apenas un mes antes y que quedó prácticamente desierta porque el sector consideró ese límite muy por debajo de sus expectativas de recibir 60 euros por MWh. El informe refleja que, frente a las subastas públicas de energía, lo que triunfan en España son los contratos privados de compra, entre productores y distribuidoras o grandes consumidores.

El "precio de reserva", el máximo que marcó el Ministerio como el aceptable para unos contratos de suministro de energía eólica y fotovoltaica por una capacidad de 3.300 MW y durante 12 años fue de 45,12 euros por MWh, que la UNEF consideró "demasiado bajo para un mercado con unas expectativas medias de 60 euros/MWh". También lo hizo en ese momento el sector y, en consecuencia, la subasta de renovables fracasó porque el Ministerio solo fue capaz de adjudicar 45 de los 3.3000 megavatios ofertados de eólica y fotovoltaica, a un precio medio de 42,78 euros por MWh, con el máximo de 45,12 y un mínimo de 39,88m euros.

Ribera fracasa y solo logra adjudicar 45 MW de eólica y fotovoltaica de los 3.300 que quería subastar entre críticas del sector al bajo precio

Este precio máximo que en noviembre de 2022 fue insuficiente para los productores de eólica y fotovoltaica fue ocho euros inferior al que la vicepresidenta y ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, había ofrecido apenas un mes antes, en otra subasta, en octubre de 2022, en una tercera subasta de renovables que adjudicó la producción de 31 MW de un total de 520 a seis empresas, a un precio medio de 53,87 euros el MWh. La tendencia en Europa en 2022 fue precisamente la contraria, porque ese año los precios medios de las subastas solar fotovoltaica fueron un 44% más altos que en 2021.

"Esta cuarta subasta quedó desierta", recuerda la UNEF en su balance del año pasado. "Se estima que el bajo precio de la reserva respondió a una proyección de precios basado en las anteriores subastas, pero sin tener en cuenta factores externos como el alto precio del 'pool' [mercado mayorista] o la inflación", dice en su informe, que de todos modos refleja que la venta de electricidad de los productores a los grandes consumidores y empresas distribuidoras se hace principalmente por medio de contratos privados de contra, los conocidos como PPA.

Líder en PPA en la UE

Este tipo de contratos, ajenos a los regulados por medio de las subastas estatales, se incrementaron en todos los mercados y crecieron un 18% con respecto al año anterior. Así sucedió también en la UE y especialmente en España que por cuarto año consecutivo fue el país con más PPA en activo en Europa, tanto en volumen de energía contratado como en número de acuerdos firmados, impulsados por los altos precios de la energía.

Según la UNEF, en 2022 se cerraron en España contratos privados por 3.200 MW, en particular de energía fotovoltaica, frente a los 76 MW que se asignaron en las de las subastas estatales que se convocaron el año pasado. La información del precio por megavatio/hora que se establece en estos contratos privados es confidencial y en el sector se limitan a indicar que están por debajo de los precios del mercado.