Fotovoltaica | PV www.futurenergyweb.es 30 FuturEnergy | Febrero February 2019 cado de compradores” conduce a rendimientos limitados para los proyectos fotovoltaicos. Cuando se trata de contratos a largo plazo, se pueden hacer cosas para estimular a los compradores a cubrir los precios con una duración más prolongada. El gobierno podría hacer esto implementando incentivos fiscales o contables, u organizando nuevas subastas de energía renovable. De hecho, la semana pasada, la Secretaría de Estado anunció que definitivamente se realizarán subastas de energía renovable por más de 3 GW por año. Cualquiera que sea la opción, estas herramientas comparten un denominador común, que es que implican un riesgo regulatorio. También es interesante observar que muchos actores todavía están involucrados en procedimientos de arbitraje con el estado español, debido a cambios pasados en el marco regulatorio del país. Todo esto muestra que, en la práctica, la elección será entre el riesgo regulatorio o el riesgo de mercado, o incluso una combinación de ambos. Esto plantea otra pregunta importante: ¿Están los jugadores con recursos financieros significativos, tanto de capital como de deuda, dispuestos y son capaces de asumir el riesgo de mercado? Lo que se ha visto hasta ahora es un movimiento desde el extremo contratado hacia el extremo de mercado. Sin embargo, esa transición ha sido, por el momento, lenta y dolorosa. Esto implica que la caída esperada de los precios mayoristas impulsada por el volumen masivo de renovables que entran en línea, puede llevar más tiempo de lo previsto, incluso sin eventos perturbadores en el lado de la demanda, como una afluencia de vehículos eléctricos. Sin embargo, las cosas podrían cambiar rápidamente, especialmente para los financiadores e inversores, debido al exceso de liquidez y la necesidad de altos rendimientos. También se cree que, incluso si las subastas anunciadas llegan a ver la luz del día, deberán incorporarse elementos de mercado a la legislación para nuevos proyectos, ya que las subastas probablemente resultarán en precios de energía muy bajos, lo que requerirá la comercialización de nuevos productos. A fin de cuentas, podemos concluir que los efectos de la canibalización solar probablemente no obstaculizarán el crecimiento del mercado solar español, siempre que la energía fotovoltaica siga siendo competitiva frente a las fuentes de energía convencionales, que aún representan la mayor parte de la energía generada en el país. Entonces, se puede decir que el punto en que una unidad marginal de capacidad fotovoltaica podría causar un colapso en el precio de la energía, lo que resultaría en una canibalización solar, queda todavía muy lejos. IRENA announced that Spain has between 10-12 GW of PV capacity in the ready-to-build phase, with another 15-20 GW under development. That means that multiple GWs of PV capacity will be connected to the grid in the coming years, which has now brought forth fears of solar cannibalisation. It also begs the question: are these multi-GW targets going to lead to a massive price drop? And is there a tipping point for Spain? In general, the vast majority of investors require contracted revenues. In the current situation, which lacks feed-in tariffs (FiTs), this translates into power purchase agreements (PPAs). However, the number of bankable off-takers in Spain is limited. The few off-takers in the market that are able to achieve the prices they want, can only do so because they have considerable bargaining power. Ultimately, this buyer’s market leads to limited returns for PV projects. When it comes to long-term contracts, things can be done to stimulate off-takers to hedge prices over longer turnouts. The government could do this by implementing fiscal or accounting incentives, or by organising new renewable energy auctions. In fact, last week, the Secretary of State announced that renewable energy auctions for more than 3 GW per year will definitely take place. Whatever the option, these tools share a common denominator, which is that they imply regulatory risk. It is also interesting to note that many players are currently still involved in arbitration proceedings with the Spanish state, due to past changes to the country’s regulatory framework. All of this shows that, in practice, the choice will be between regulatory risk or merchant risk, or even a combination of both. This raises another important question: are the players with significant financial resources, both equity and debt, willing and able to assume merchant risk? What has been seen so far is a movement from the contracted end of the market towards the merchant end. However, that transition has - for the time being - been slow and painful. This implies that the expected drop in spot prices driven by the massive volume of renewable coming online may take longer than anticipated, even without disruptive events on the demand side, like an influx in the uptake of electric vehicles. Things could change rapidly, though, especially for lenders and investors, due to excess liquidity and a need for high returns. It is also believed that, even if the announced auctions see the light of day, merchant elements will need to be incorporated into the legislation for new projects, as the auctions will probably result in very low power prices that would in turn require the commercialisation of new products. All things considered, we can conclude that the effects of solar cannibalisation will not likely hinder the growth of the Spanish solar market, as long as PV remains competitive against the conventional energy sources that still account for the bulk of generated power in the country. It is safe to say that the point in which one marginal unit of PV capacity would be capable of causing a collapse in power pricing, thus resulting in solar cannibalisation, is still a long way off. Marco Dorothal Analista | Research Analyst SolarPlaza
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