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"50 MW fotovoltaicos se pueden poner en marcha en 10 meses, pero no hay que despistarse"

Paula del Castillo, directora Estrategia, Marketing Desarrollo de Negocio e Innovación de Engie

El pasado mes de enero se cerró la primera subasta renovable convocada por el Gobierno. Una treintena de empresas resultaron adjudicatarias de 3.043 MW de potencia renovable solar fotovoltaica y eólica a un precio de 24,47 €/MWh. Energética recoge en una serie de entrevistas la opinión de los portavoces de algunas de las compañías adjudicatarias. Hoy, Paula del Castillo directora Estrategia, Marketing Desarrollo de Negocio e Innovación de Engie.

 

¿Qué tipos de proyectos desarrolla su empresa en el ámbito fotovoltaico, tanto en España como en el exterior?

Tanto en España como en el exterior, Engie desarrolla, construye y opera proyectos fotovoltaicos centralizados y descentralizados. En esta línea, el Grupo Engie a nivel mundial ha decidido acelerar el crecimiento de su capacidad instalada renovable, pasando de los 3 GW/años actuales a los 4 GW/año de promedio en el medio plazo. Buen ejemplo de estos planes es Engie en España, dado que estamos protagonizando la promoción, construcción y puesta en marcha de más de 1.000 MW de energía eólica y fotovoltaica, bien actuando como accionista o a través de la implementación de diversos contratos: compra de energía verde a largo plazo, contratos de construcción, O&M, así como de gestión de energía en el mercado.

 

¿Cuáles son las principales dificultades que van a tener que superar los proyectos que se desarrollen en el marco de la subasta del pasado mes de enero (financiación, acceso y conexión, etc.)?

Sin duda el principal escollo que van a tener que superar los proyectos que se desarrollen en el marco de la subasta va a ser el tiempo. Lo primordial será contar con un proyecto maduro que se ajuste a los hitos marcados por la normativa y así evitar la ejecución de garantías y la expulsión del régimen retributivo. Los proyectos tienen el reto de terminar su tramitación y construirse o perder los avales en poco más de dos años. Es retador, pero debería ser alcanzable, unos 50 MW fotovoltaicos se pueden poner en marcha en 10 meses, pero no hay que despistarse.

 

¿Cree que las siguientes subastas renovables deberían adoptar el modelo de subasta por ‘cupos por tecnología’ y dejar de ser ‘tecnológicamente neutrales’, como hasta ahora?

De igual manera que se ha previsto en esta primera subasta, sí creo que deben existir cupos mínimos por tecnología con el objetivo de mantener un mix energético renovable lo más diversificado posible. De no existir dichos cupos, la tecnología que recibiría el marco regulatorio sería aquella que sea más competitiva, dejando a un lado otro tipo de tecnologías no tan competitivas, pero no por ello menos necesarias por su complementariedad. El diseño actual ya recoge cupos por tecnologías por un lado y un componente tecnológicamente neutro por otro. Creemos que el balance es razonablemente sensato en la actualidad.

 

¿Qué modelo de desarrollo de grandes plantas fotovoltaicas se acabará imponiendo en España: nuevas subastas, proyectos PPA, ‘merchant’, un mix de las tres anteriores...?

Sin duda los proyectos de subasta tendrán que convivir con los proyectos PPAs. Las convocatorias anuales de subasta no van a eliminar la necesidad de PPAs para financiar nuevos proyectos renovables. Dicho de otra manera, prevemos que la inversión renovable en España no va a ser cubierta exclusivamente con volúmenes de subasta. En cuanto a proyectos 'merchant', dependerá principalmente de la aversión al riesgo que haya por parte de la entidad financiera y del inversor, pero en cualquier caso coexistirán con proyectos de subasta y proyectos PPAs. El mercado ya muestra que hay un mix de proyectos subasta, proyectos PPA privado, 'merchant' etc. y todos los modelos van a convivir.

Artículos sobre entrevistas | 28 de abril de 2021

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