Energías Renovables | Renewable Energies FuturEnergy | Septiembre/Octubre September/October 2020 www.futurenergyweb.es 21 macenamiento superior a 9 h se hubiera obtenido por ejemplo todo termosolar. En este sentido, lo idóneo es subastar directamente el producto que el sistema necesite. Si se busca un almacenamiento de respuesta rápida y corta duración para proporcionar una respuesta rápida del sistema en la regulación de voltaje, se deben convocar subastas exclusivas para baterías. Mientras que, si se pretende dotar al sistema de un almacenamiento masivo de larga duración y bajo coste, las subastas deben requerir al menos 9 h de almacenamiento. Sin embargo, subastas que permitan renovables intermitentes (fotovoltaica o eólica) añadiendo simplemente 1-2 h de almacenamiento resultan más caras que sus homólogas sin baterías cuando el recurso está presente. Es decir, para reemplazar la generación fotovoltaica todas las tardes tras la puesta de sol, se necesitan tecnologías que desacoplen generación y despacho, permitiendo no canibalizar el precio cuando hay recurso y garantizando un suministro firme y duradero cuando dicho recurso desaparece. En el caso de España, para seguir la senda de crecimiento de cada tecnología que marca el PNIEC para asegurar una mayor diversificación tecnológica, la única alternativa son subastas diferenciadas por tecnología, permitiendo que cada tecnología pueda competir entre sí y monitorizando la evolución de su coste. Protermosolar solicitó al Gobierno que se convoquen subastas específicas por tecnología en la línea del informe de la CNMC. ¿Qué producto se debe subastar? Pese a que el Proyecto de RD de Subastas permite tanto potencia, como energía e incluso una combinación de ambas, Protermosolar entiende que la subasta portuguesa en potencia es muy adecuada; ya que permite simplificar el proceso de adjudicación, no afecta a la variable a ofertar – que puede seguir siendo €/MWh-, y de alguna manera es la forma más natural para los promotores de proyectos. Una subasta en energía – o en una combinación de energía y potencia- complica enormemente el proceso y, dado que hay diferencias significativas del recurso renovable entre un año y otro, incorporaría un elemento de riesgo que incrementaría el precio de las ofertas. ¿Cuál es la variable a ofertar? La subasta portuguesa presentaba tres sistemas diferentes de remuneración y, para poder compararlos en los mismos términos, se exigía una conversión a valor presente neto (NPV) – calculado con unos parámetros financieros y unas estimaciones indicadas por el Gobierno. Esta conversión ha generado confusión sobre la retribución final que recibe la instalación. Algunos medios tanto españoles como portugueses publicaron que el vencedor de esta categoría recibiría una retribución de 1,20 €/MWh cuando realmente este es el resultado del NPV sujeto a unas hipótesis financieras concretas. La retribución que realmente reciben es un ingreso del sistema, más el precio del mercado eléctrico con el límite que se detalló anteriormente. Es decir, la oferta más agresiva en esta categoría no recibe 1,20 €/MWh. Es más, no recibe una cantidad fija, ya que dependerá del precio del mercado portugués y de las veces que se supere el strike price. El único proyecto a tarifa fija ha sido a 11,14 €/MWh – que por cierto marca un nuevo récord a nivel mundial. No obstante, llama la atención que el esquema más sencillo (pay-as-bid) haya sido el que presenta menor número de proyectos, solo uno de los 12 lotes adjudicados. Es razonable pensar que los promotores han considerado el potencial del mercado portugués por encima de las hipótesis marcadas en las bases de la subasta. system with massive, long duration and low-cost storage, the auctions must require at least 9 hours of storage. However, auctions that allow intermittent renewables (PV and wind power) simply adding 1-2 hours of storage, end up being more expensive than their counterparts without batteries when the resource is present. In other words, to replace the PV generation every evening after sunset, technologies are needed that uncouple generation and dispatch, preventing the price from being cannibalised when the resource is available and guaranteeing a robust and lasting supply when that resource disappears. In the case of Spain, to continue the path of growth of each technology as identified by the NECP to ensure greater technological diversification, the only alternative are auctions differentiated by technology, that allow each technology to compete with the other and to monitor cost evolution. Protermosolar has asked the Government to call specific auctions by technology along the lines of the Spanish National Commission on Markets and Competition (CNMC) report. Which product should be auctioned? Even though the Draft Royal Decree on Auctions allows both capacity and energy, or even a combination of both, Protermosolar understands that the Portuguese auction for capacity is extremely suitable. It can simplify the award process, has no impact on the variable tendered - which can continue to be €/MWh -, and in some respect, it is the most natural format for project developers. An energy auction, or one that combines energy and capacity, hugely complicates the process and, given that the renewable resource experiences significant differences from one year to another, would involve an element of risk that would increase the bid prices. What is the variable tendered? The Portuguese auction used to offer three different remuneration systems. To be able to compare them under the same terms, they would have to be converted to a Net Present Value (NPV), calculated based on certain financial parameters and estimates indicated by the Government. This conversion has generated confusion around the final remuneration received by the installation. Some media sources, in both Spain and Portugal, reported that the winner of this category would receive a payment of 1.20 €/MWh when really this is the outcome of the NPV, subject to certain specific financial hypotheses. The remuneration actually received is an income from the system, plus the electricity wholesale price up to the limit detailed above. In other words, the most aggressive bid in this category does not receive 1.20 €/MWh.What is more, it does not receive a fixed amount, as it will depend on the Portuguese wholesale price and on the times the strike price is exceeded. The only fixed tariff project was at 11.14 €/MWh, which in fact set a new record at global level. However, it is striking that the simplest system (pay-as-bid) was the one that had the fewest projects submitted. just one of the 12 lots awarded. It is reasonable to think that the developers have considered the potential of the Portuguese market above the hypotheses set out in the auction conditions. To facilitate project financing and thereby reduce the cost of the debt and ultimately the price offered and paid by consumers, the remuneration systemmust be simplified as much as possible. In this regard, a fixed price per unit of energy (pay-as-bid) is the format that can best be explained to financial entities.
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