Ayer la Comisión Europea propuso reformar el diseño del mercado eléctrico de la UE -DESCARGAR DOCUMENTO- para acelerar el aumento de las energías renovables y la eliminación gradual del gas, hacer que las tarifas de los consumidores dependan menos de los precios volátiles de los combustibles fósiles y de futuros picos de precios y la posible manipulación del mercado, y hacer que la industria de la UE sea limpia y más competitiva.

Cabe aclarar que la reforma propuesta ahora deberá ser discutida y acordada por el Parlamento Europeo y el Consejo antes de entrar en vigor –VER ARTÍCULO-, por lo que se esperarían definiciones para dentro de largos meses.

“Es muy importante que haya un diseño de mercado claro, robusto y estable para que dé señales adecuadas a todo el mundo y para que atraiga inversiones”, señaló Daniel Fernández, Director de Regulación y Asuntos Públicos y Estrategia Corporativa de Engie España.

En diálogo con Energía Estratégica España, durante la feria Genera (jueves 23 de febrero pasado), el ejecutivo explicó que para Engie será clave que los mercados a corto plazo sigan protegiéndose como “la herramienta más eficiente” a la hora de asignar recursos y dar una señal clara de precios.

En el mismo sentido, añadió que serán necesarios nuevos instrumentos como créditos del Estado para cubrir los riesgos de los mercados a 5, 10, 12 o 15 años y, de esta manera,  los requerimientos de garantías financieras sean más accesibles.

“La propia operación derivados requiere de garantías en caja, si se simplifican o se hacen más accesibles los instrumentos de crédito que promuevan los productos a plazo, se dinamizarán todos los mercados”, opinó el ejecutivo.

No obstante, profundizó en la necesidad de que esos instrumentos sean libres para que el agente consumidor o el agente generador puedan elegir si ir a un mercado a plazo, ir a un contrato por diferencias con el Estado actuando de comprador y a un contrato de PPA privado o ir al mercado de corto plazo.

Por tanto, lejos de ser una barrera para el mercado, la reforma del sistema eléctrico europeo podría ser promotora de inversiones para las empresas generadoras. “Todo dependerá de cómo se reglamente y qué tipo de precios se quieran fijar”, confió Fernández.

La apuesta de Engie en España

Engie España cuenta actualmente con 1.700 MW renovables en operación, ocupando el sexto puesto entre las generadoras en el país.

Pero para los próximos años, considerando las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIAs) aprobadas por el Gobierno, la compañía avanza con 3 GW renovables que se encuentran en diferentes etapas de desarrollo.

A través de proyectos propios y compras de activos, pretenden duplicar la cifra hacia 2026 con la expectativa puesta en la aceleración de las tramitaciones y la participación en los concursos de capacidad, teniendo en cuenta que la aprobación de los DIAs con fecha límite ha sido sólo un hito para los proyectos. Aún restan otros, como autorizaciones administrativas que deberán pronunciarse en los próximos meses.

“El gran cuello de botella vuelve a darse en los permisos y no en la disponibilidad de materia prima e insumos para el desarrollo de proyectos, aunque la macrovolatilidad llegó para quedarse, todo está volviendo a la normalidad”, afirmó Fernández.

Concursos y subastas

Con la reciente respuesta masiva de DIAs por parte de las administraciones, mucha capacidad de red quedó liberada con el rechazo de algunos emprendimientos, con lo cual el sector de renovables se mantiene expectante para conocer cuáles son esos nudos disponibles. Se espera que los concursos de acceso y conexión a red se lancen inminentemente.

“Estamos ya preparados y sabemos qué nudos queremos pero esperamos que esos concursos sean moderados y poco a poco el sector vaya aprendiendo cómo participar allí”, expresó el ejecutivo de Engie.

Por otra parte, frente a las subastas de renovables programadas para este año, aclaró que estarán atentos a los niveles de precios máximos con los que se diseñan.

En enero del 2021, la filial española del grupo energético francés ha conseguido una potencia de 85,09 MW solares repartidos en tres bloques y participó de la ocurrida en octubre del mismo año.

En cambio, en noviembre del 2022 no se han presentado. “Veíamos complejidades de transacción de cara a cumplir los hitos y también teníamos dudas con el precio de reserva”, justificó Fernández y mencionó que podría ocurrir lo mismo en las próximas si no se ajusta el diseño.

“Las subastas son una buena herramienta pero no es la única, ya hay PPAs privados, se puede ir a mercado, se puede ir a cobertura de 2, 3 años”, concluyó.