Los PPAs se están convirtiendo en el oscuro objeto de deseo de los promotores renovables que buscan financiación para sus nuevos proyectos. Por eso, era comprensible el lleno total de la Jornada "Contratos PPA: Conectando Productores y Consumidores", que organizó la asociación renovable APPA en Madrid.
Las tres subastas celebradas en los dos últimos años suman más de 8 GW que necesitan financiación y hay un consenso generalizado en que no hay otra opción que realizar contratos bilaterales entre generadores y consumidores para conseguir que los bancos den su visto bueno para la realización de los proyectos. Y aunque los PPAs pueden ser físicos o financieros, la tendencia, sin género de dudas, es este último, porque es el que está más disponible en el mercado y "se sale de la complicada regulación", según los responsables de las entidades financieras invitadas al acto.
Según Daniel Machuca, responsable de PF Energía y RRNN Iberia del Banco Santander, "se están desarrollando los PPAs por la necesidad de financiación de los proyectos, y son la única vía a día de hoy, que además van por delante de la regulación". No se espera que la capacidad renovable tenga incentivos regulados y las dos últimas subastas celebradas en España alcanzaron un floor de precio equivalente muy por debajo del precio medio mayorista observado en los últimos años "y los bancos podemos creernos o no la regulación, pero preferimos no hacerlo". De hecho, "aunque la tercera subasta (julio 2017) tiene un floor más interesante, los PPAs son precisamente en ésa más necesarios que para las dos anteriores".
"¿Cuáles son las claves para que los PPAs sean bancales, es decir, cuánta deuda ponemos a una financiación?", se pregunta Josep Montañés, director Project Finance del Banc Sabadell, "ahora nos aparece un nuevo riesgo, que es el precio de mercado, que a nadie interesa, ni a inversores, ni a comercializadoras, ni a consumidores finales, y a los bancos nos cuesta asumir ese riesgo, por eso si se quiere que esos proyectos renovables puedan salir adelante no queda otra que acogerse a un contrato bilateral".
Para Montañés, "el PPA sirve para reducir la volatilidad de la financiación, y el promotor debe estar dispuesto a obtener menos rentabilidad de su proyecto, no hay otra, porque los bancos lo que queremos es que se nos devuelva el préstamo". Más aún, "a la hora de conceder un crédito tenemos que mirar la solvencia de la contraparte y en qué condiciones y plazo se ha firmado el contrato, el precio pactado del MWh es importante pero cuanto más largo sea el plazo mejor". También advierte que hay que considerar "qué podría pasar si alguno de los contratantes quiere romper el acuerdo".
Fijar el precio es el quid de la cuestión. Dario Castagnoli, corporate director of Energy Management & Trading de Nexus Energía, explica que "una de las opciones es mirar los futuros del OMIE, pero a largo plazo es difícil saberlo", aunque los estudios señalan que "el precio de la electricidad en España se verá impactado por los precios internacionales del gas. Los mercado asiáticos, sobre todo China e India, gastarán más gas por sus políticas del abandono del carbón".
Para mirar al futuro, propone observar lo que ha ocurrido con los precios en nuestro país en los últimos diez años, "el producto ha ido cayendo, de los más de 70 €/MWh de las cotizaciones del contrato a plazo de electricidad Cal-09 hasta un valor de 20 € a día de hoy, nadie podría haber imaginado hace una década que iba a reducirse tanto, pero tiene que ver con la cantidad de energía renovable, solar fotovoltaica y eólica, que se han ido incorporando al mercado". Sin embargo, no se muestra tan optimista con esa evolución en el futuro porque "la Unión Europea ha aprobado algunos cambios que nos afectarán a todos, y es que a partir de 2o19 quitará del mercado los créditos de CO2, provocando una subida de los precios de la electricidad pero difícil de cuantificar".
"Hay muchas incertidumbres por las condiciones regulatorias de los proyectos y con las garantías de mercado es aún más complicado", explica Jaume Pujol, director general y socio fundador de Agere infraestructuras Partners, "a corto plazo, 1-2 años, podemos establecer distintos sistemas para valorar la solvencia del promotor, por ejemplo con avales, pero cuando ya nos vamos a medio o largo plazo todo cambia".
"En los últimos dos meses vemos a los grandes consumidores de energía abiertos a firmar un contrato a largo plazo, pero hay mucho desconocimiento en España, por eso habría que mirar qué está ocurriendo en otros países, no solo en el mercado ibérico, y desde este punto de vista podemos afirmar que los PPAs corporativos son los que se van a poder firmar en el medio y largo plazo", añade María García Argüelles, senior advisor de Blackrock, "y en este campo hay mucho potencial".
"No hay una fórmula mágica en el mercado porque está todo por construir", concluye Isabel García, directora de Comercialización de Energía de ENGIE.
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