Tramitación de proyectos renovables tras el RDL 8/2023: consideraciones prácticas

1.- Contexto, objetivos y medidas concretas entorno a la ampliación de los plazos para la tramitación de proyectos renovables

Tras su ratificación en el Congreso de los Diputados el pasado 10 de enero, el Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, por el que se adoptan medidas para afrontar las consecuencias económicas y sociales derivadas de los conflictos en Ucrania y Oriente Próximo, así como para paliar los efectos de la sequía (“RDL 8/2023”) ha supuesto una vez más un giro inesperado en la regulación del sector y, en particular, en el ámbito del desarrollo de proyectos de generación de energía renovable.

El cambio de paradigma que implicó el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, en virtud del cual, por primera vez, los permisos de acceso y conexión fueron susceptibles de incurrir en causa de caducidad (con la consiguiente ejecución del aval o seguro de caución depositado) y la pérdida del proyecto en tramitación, se ha consagrado a través del Real Decreto-ley 29/2021, de 21 de diciembre, mediante el cual se ampliaron nueve meses los plazos originalmente previstos para la obtención de la autorización administrativa previa y de construcción, y el Real Decreto-ley 5/2023, de 28 de junio, que introdujo una ampliación adicional de seis meses sólo para determinados proyectos.

Ahora, a través del RDL 8/2023, entre otras medidas, se extiende hasta cuarenta y nueve meses el plazo máximo para acreditar el hito de la autorización administrativa de construcción y se posibilita, a solicitud del promotor, prolongar el plazo para obtener la autorización administrativa de explotación hasta un máximo de ocho años, indicando en la solicitud el semestre en el que va a entrar en servicio su instalación, siendo esta fecha vinculante.

Sin embargo, dichas normas son solo algunos ejemplos de los Real Decretos-ley más relevantes que se han promulgado desde la primavera de 2022 como consecuencia de la guerra en Ucrania y Rusia, y la aparición de un nuevo conflicto entre Israel y Gaza, y que han tenido un profundo impacto para todos los agentes que participan en el sector energético; desde generadores, distribuidores y transportistas, hasta comercializadoras y en última instancia, consumidores.

La minoración de la retribución que preveía el Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, prorrogada en dos ocasiones a través de otras dos normas (RDL 6/2022 y RDL 11/2022), supuso un mecanismo para reducir la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica de determinadas instalaciones de generación no emisoras de gases de efecto invernadero (instalaciones renovables de más de 10 MW) en una cuantía proporcional al mayor ingreso obtenido por estas instalaciones como consecuencia de la subida del precio de adquisición del gas y el funcionamiento del sistema marginalista.

Además de lo anterior, el mencionado RDL 6/2022 incluyó medidas destinadas a la contención de los precios de la energía en favor de los consumidores finales, la bajada de los impuestos en el ámbito eléctrico y una bonificación en el precio de los carburantes.

Igual de relevante fue el “gas price cap” introducido por el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, en vigor hasta el 31 de diciembre del 2023, y que significó la creación de un mecanismo de ajuste del coste de producción de las tecnologías fósiles marginales (el “mecanismo ibérico”), que tuvo como efecto una reducción equivalente a dicho ajuste en las ofertas que dichas tecnologías realizan en el mercado, con la consiguiente reducción de precio de casación de la energía eléctrica. Las cantidades correspondientes a dicho ajuste fueron financiadas por los consumidores finales que se benefician de la referida reducción, resultando en cualquier caso un precio final inferior al que se daría en ausencia de la medida.

En base a todo lo anterior, resulta patente que la realidad del sector durante los últimos dos años dista enormemente de la trazabilidad de la evolución legislativa y certidumbre esperada por parte de inversores interesados en el sector, sobre todo en materia de promoción de proyectos y generación. Por ejemplo, la promulgación de medidas como la minoración de la retribución, de no tener un contrato de compraventa de energía a largo plazo (PPA), afectaba directamente a la rentabilidad esperada de un proyecto de generación; el tope del gas también tuvo un impacto directo en el negocio de las comercializadoras. El riesgo regulatorio, óbice para la captación y retención de inversión prácticamente desde la liberación del sector, no ha sino aumentado en los últimos años.

La justificación del nuevo criterio que conlleva el RDL 8/2023 se puede encontrar en su Exposición de Motivos. En primer lugar, es necesaria una entrada escalonada de todo el contingente renovable cuya puesta en servicio está prevista para los próximos años, para asegurar una correcta integración en el sistema de la nueva capacidad de generación renovable no gestionable. En segundo lugar, se instaura como objetivo fundamental minimizar el impacto ambiental y social derivado de la implantación del contingente renovable, lo cual ha supuesto la necesidad de los promotores de modificar, coordinar y compactar evacuaciones ambientales, lo que necesariamente requiere de más tiempo.

En base a lo anterior, las novedades relativas a la extensión de los plazos incluidas en el RDL 8/2023 se resumen en:

• Hito de la autorización administrativa de construcción: las instalaciones con permisos de acceso y conexión posteriores al 31 de diciembre de 2017 y anteriores a la entrada en vigor del RDL 8/2023, deberán obtenerla en un plazo máximo de 49 meses. Por tanto, si los permisos se obtuvieron entre el 31/12/2017 y el 24/06/2020, el plazo comienza a computar desde el 25/06/2020, por lo que vencería el 25/07/2024, si se obtuvieron entre el 25/06/2020 y el 28/12/2023, el plazo se computará desde la fecha de su obtención.

• Hito de la autorización de explotación definitiva: las instalaciones con permisos de acceso y conexión posteriores al 31 de diciembre de 2017 y anteriores a la entrada en vigor del RDL 8/2023, podrán solicitar la extensión del plazo para su obtención, una vez dispongan de la AAC, hasta un plazo máximo de 8 años. El cómputo de plazos seguiría la misma lógica que la prevista en el punto anterior.

El promotor interesado deberá formular la solicitud en un plazo máximo de tres meses a contar desde la entrada en vigor del RDL 8/2023 o la obtención de la autorización administrativa de construcción. Tal y como se ha expuesto, la solicitud deberá incluir el semestre del año natural en que la instalación obtendrá la autorización de explotación definitiva y el “compromiso de aceptación expresa” por no obtener dicha autorización provisional o definitiva, ni la inscripción previa o definitiva en el RAIPEE, con anterioridad al inicio de ese semestre.

2.- Más contingente de capacidad renovable precisa de más almacenamiento

Durante el año 2022, se integraron al sistema un total de 6,1 GW de capacidad de generación (4,6 GW fotovoltaicos y 1,4 GW eólicos), mientras que en el 2023 hubo un incremento de 5,2 GW (4,6 GW fotovoltaicos y 0,5 GW eólicos). Actualmente, el contingente renovable en desarrollo, de acuerdo con los datos oficiales del Gobierno, se traduce en unos 38.9 GW en desarrollo divididos en un total de 425 proyectos que, dependiendo de la madurez del proyecto, han continuado con la tramitación administrativa y obtenido en el último año diferentes permisos. Las cifras anteriores sitúan a España en un grado de cumplimiento relativo de los compromisos asumidos a nivel comunitario, puesto que las medidas del PNIEC prevén para el año 2030 una potencia total instalada en el sector eléctrico de 161 GW de los que 50 GW serán energía eólica y 39 GW solar fotovoltaica.

Sin perjuicio de los compromisos adquiridos frente a la Unión Europea y la senda de transición energética hacia la descarbonización, es necesario en todo momento seguir asegurando uno de los principios esenciales del sistema: la seguridad y continuidad de suministro. El contingente referido en el párrafo anterior, al igual que toda la potencia renovable instalada hoy en día, va a suponer la entrada de capacidad de generación variable o no gestionable, que conlleva una falta de sincronicidad que podría poner en riesgo la seguridad del sistema y una adecuada gestión de la energía disponible frente a la demanda energética previsible.

Es precisamente en este punto donde radica la importancia del almacenamiento como elemento habilitador clave para la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico, para aportar la flexibilidad que el sistema requiere para su paulatina descarbonización, hasta lograr la neutralidad climática, que es el principio que infunda toda la normativa en materia energética tanto a nivel europeo como nacional. De hecho, en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 y en la Estrategia de Almacenamiento Energético se prevé que de los 8,3 GW de capacidad de almacenamiento disponibles en la actualidad, se pasará a un valor aproximado de 20 GW en 2030 y 30 GW en 2050 de potencia de almacenamiento total disponible.

En esta línea de fomento del almacenamiento energético, entre todas las modalidades y tecnologías existentes, el RDL 8/2023 se centra en el almacenamiento hidráulico de energía, mediante centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo, al ser ésta una tecnología madura y efectiva, capaz de ofrecer una adecuada respuesta para acompasar la oferta (sobre todo, del contingente renovable) y la demanda, de cara a garantizar el suministro y flexibilidad del sistema eléctrico.

En materia de ampliación de plazos de tramitación, el RDL 8/2023 contiene previsiones específicas respecto a permisos de acceso otorgados para proyectos de tecnología hidráulica de bombeo y eólica marina; los plazos previstos para el cumplimiento de los hitos se podrán extender a solicitud del titular, sin que el plazo total de vigencia de los permisos sin obtener la autorización de explotación definitiva supere los nueve años.

Sin perjuicio de que las nuevas concesiones de aguas que se otorguen, tendrán como prioridad el apoyo a la integración de las tecnologías renovables en el sistema eléctrico y de la ampliación de los plazos para el desarrollo de este tipo de instalaciones, la integración de los 38.978 MW de potencia renovable en desarrollo, o al menos una parte de ella, pasa ineludiblemente por la implantación de sistemas de almacenamiento (tanto hidráulico como de otras tecnologías), que contribuyan a su operación flexible y segura mediante la implementación de servicios de ajuste y de inercia mecánica (necesaria para mantener el sincronismo de unidades de generación y cargas dada la falta de contribución a la inercia por parte de las renovables).

3.- Consideraciones en la estructuración de transacciones de M&A o financiación de proyectos

La fijación del semestre concreto por parte del promotor suscita, en otras cuestiones, la necesaria ponderación y análisis de ciertas cuestiones que en este artículo englobamos en dos categorías o focos: el riesgo financiero vs. el riesgo regulatorio en transacciones de M&A o financiación de proyectos, por un lado, y la construcción del proyecto y los problemas con la cadena de suministro de los componentes, por otro.

Respecto a la primera cuestión, el antes mencionado “compromiso de aceptación expresa” implica el reconocimiento por parte del promotor de la imposibilidad de obtener la autorización provisional o definitiva, ni la inscripción previa o definitiva en el RAIPEE, con anterioridad al inicio del semestre indicado en la solicitud lo que, a su vez, implica la imposibilidad de percibir ingresos por la venta de energía en el mercado o través de un PPA.

Si estamos en el marco de un project finance de la planta en cuestión, hay que tener en cuenta, en primer lugar, que dado que el plazo para tomar la decisión de ampliar el plazo es antes del 29 de marzo o hasta tres meses después de la obtención de la autorización administrativa de construcción, en la mayoría de los casos, la decisión va a depender exclusivamente del promotor, puesto que la negociación con las entidades financieras del modelo financiero y el caso base se realiza en un momento posterior o más cercano al “ready to build” (RTB) del proyecto. Una vez fijado el semestre, la entidad financiera deberá marcar el momento en el cual, dentro del semestre, se fija el inicio del calendario de amortización de la deuda en base a la fecha concreta en la que el proyecto vaya a comenzar a percibir ingresos. En este sentido, resulta evidente que el banco, ponderando la fecha de finalización prevista de las obras, adoptará la postura más conservadora para dimensionar la obtención del “COD” dentro del semestre.

En segundo lugar, en materia de garantías, no es poco habitual la exigencia de que el sponsor otorgue una garantía de sobrecostes y que la misma cubra en cierta medida el déficit de ingreso que puede suponer tener la planta paralizada y sin evacuar energía a la red por haberse adelantado a la fecha de puesta en marcha fijada en la solicitud. Si, además, en base a las previsiones de fecha estimada de COD, la entidad financiera percibe riesgo de que no se vaya a alcanzar la puesta en servicio antes de la fecha límite fijada, es probable que solicite con carácter adicional una garantía completa de puesta en marcha de la planta, bajo la forma jurídica de una garantía a primer requerimiento a otorgar por parte del socio o accionista principal.

En transacciones de M&A, la fijación de la fecha estimada de RTB y/o COD pasará a jugar un papel incluso más esencial desde el RDL 8/2023, para tener un margen suficiente para construir el proyecto de forma holgada en el primer supuesto, y para regular los supuestos de incumplimiento, régimen de responsabilidad y, en su caso, devolución de cantidades que se hayan abonado como adelanto del precio en caso de un proyecto fallido, en el segundo.

Todo ello, sin perjuicio de la negociación de mecanismos de ajuste de precio por fecha de obtención de COD en base a cambios en la valoración del proyecto, obligaciones del promotor durante el periodo interino (i.e., solicitud de ampliación forzosa al obtener la autorización administrativa de construcción) e incluso, la posibilidad de salida del comprador antes del transcurso del semestre entero.

Tanto en el marco de una financiación como en el de una transacción, las partes deberán tener muy presente y regular, en un sentido o el otro, quien asume el riesgo de pérdida, robo o degradación de los equipos en caso de haberse adelantado a la fecha de COD fijada en la solicitud del promotor, y tener muy presente cuando empiezan a correr los plazos de las garantías de los equipos instalados. Asimismo, de haber suscrito un PPA financiero con un offtaker, resultaría clave determinar que parte debería asumir frente a dicha contraparte la diferencia respecto al precio de mercado pactado en caso de retraso.

En relación con la segunda cuestión, en los últimos años hemos visto como la incertidumbre geopolítica persistente, la creciente demanda de determinados componentes y la escasez de materias primas ha tensionado la cadena de suministro y construcción y han provocado, casi a nivel sistémico, retrasos en los plazos de entrega e, incluso, en casos extremos, la preferencia de los contratistas por resolver anticipadamente contratos EPC, asumiendo las penalizaciones asociadas como “mal menor” a la adquisición de componentes a precios mucho más elevados de lo inicialmente previsto y que supondrían una pérdida de ganancias mucho mayor.

Estos retrasos no imputables al promotor, de extenderse por más de seis meses, podrían suponer la pérdida irrecuperable del proyecto por caducidad de los permisos de acceso y conexión. Parecería que, a priori, no sería viable trasladar al contratista la totalidad del riesgo regulatorio y de construcción del proyecto y por una mera ponderación de ganancia o margen de rentabilidad vs. asunción de riesgo, el contratista no estaría dispuesto a otorgar una garantía total de devolución por perdida del proyecto, sino que, en todo caso, se podría producir un incremento y endurecimiento del sistema de penalizaciones por retrasos del contratista.

Volviendo al contexto de una financiación, lo que sí que es probable que se exigiera por parte de la entidad financiera para la validación del EPC es una garantía del contratista de la devolución de, al menos, el principal de la deuda financiera sumida por el promotor para la puesta en marcha del proyecto.

No obstante, ante una previsible negativa del mercado de EPCs a asumir riesgos tan elevados, sería conveniente explorar otras alternativas para asegurar la finalización de las obras y la puesta en marcha a tiempo tales como obligar al EPCista que adopte medidas de aseguramiento de la cadena de suministro, diversificación contractual en figuras como BoP o similares, entre otros.

Paula Rubio y María Colino son abogadas de Ontier.