Fuente: El Periódico de la Energía
El sector renovable anda revuelto en busca de un PPA que le permita conseguir la ansiada financiación. Hay una gran dificultad en España para firmar esos contratos, que todavía tienen mucho recorrido y muchas incertidumbres. No solo se ve como una necesidad para poder negociar un crédito con las entidades financieras, también se debe convencer a los compradores que es una buena solución para asegurarse un suministro eléctrico a buen precio.
Y para todo ello, hay que cuidar el texto legal. De los diferentes modelos contractuales de compraventa de electricidad hablaron dos expertos en la materia en la jornada “El nuevo escenario de venta de electricidad” que organizó la Asociación Eólica Empresarial (AEE) en Madrid, Piet Holtrop, socio en HOLTROP SLP, y David Díez, socio de Derecho Administrativo de Watson, Farley & Williams.
“Para firmar un PPA a largo plazo hay que pensar en un nuevo desarrollo contractual, que será diferente si se trata de un PPA bilateral físico o financiero”, explicó David Díez, “aunque este tipo de contratos se llevan firmando ya muchos años, pero a un plazo muy pequeño, de 3, 6 ó 9 meses, que tienen unos requisitos regulatorios sencillos y el precio es libremente pactado por las partes”. En este caso, el funcionamiento es conocido, “el operador del sistema le comunica al operador del mercado cada día cuál es el volumen de entrega de electricidad y para ello se debe incluir una comunicación al respecto”.
En el caso de los PPAs financieros, la complejidad del acuerdo es mucho mayor. “Se puede tomar como referencia el PPA que Enérgya-VM firmó con Foresight“ con el que se garantizaba un precio de venta cerrado para la energía fotovoltaica generada durante los próximos 10 años en el parque murciano de Torres de Cotillas. “Se creó una estructura jurídica-contractual donde la compra-venta de la energía es virtual y donde se incluía otro contrato más, el de representación, necesario para este tipo de infraestructura”, explicó el jurista de WFW. Y es que esta modalidad supone la implicación de un tercero, normalmente un comercializador, que permite firmar estos contratos con coberturas de precio sobre el del mercado mayorista, pudiendo existir o no un consumidor final.
Por su parte, Piet Holtrop advirtió de los riesgos legales del PPA, centrándose en los cambios fiscales, pero no solo, “los riesgos del PPA siguen siendo el precio y la inseguridad regulatoria“. Se refiere el letrado a que si, por ejemplo, hay un cambio en la fiscalidad, como que el Gobierno decida eliminar el impuesto del 7% de generación eléctrica y se ha firmado un PPA antes de que se produjera esta decisión, “lo normal es que tenga una consecuencia directa en el precio”. Y como podría ocurrir que “una de las partes no lo entienda así, sería necesario incluir algún tipo de cláusula que lo contemple”.
Los cambios de ley, “en este sector sobre todo, afecta e impacta directamente en las bases económicas y hay que tener en cuenta esta posibilidad”. Holtrop no solo se refiere al citado impuesto eléctrico, sino a otros cambios posibles, como el del canon eólico que imponen las comunidades autónomas o los impuestos locales. Todos ellos pueden cambiar la fiscalidad a lo largo de la vida de un PPA. Y todos deben ser tenidos en cuenta a la hora de negociar un PPA.
En estos casos, coincidió Díez con Holtrop y de hecho considera “necesaria una cláusula de cambio de ley, que debe ser equilibrada y recíproca para que ninguna de las partes se sienta perjudicada”.
Aparte de los cambios fiscales, también hay que tener en cuenta que “el elemento que más complica el éxito de un PPA es el banco, que va a valorar el tamaño (volumen) del acuerdo y el plazo por el que se firme, cuanto más amplio mejor, porque una entidad financiera tiene que estudiar el riesgo de pérdida”.
Ambos expertos jurídicos también aludieron a los contratos que se firman en otros países, como en EEUU o México. En este último, las bases del mercado eléctrico contemplan contratos de compraventa de electricidad mucho más largos, llamados esquema de Energía Eléctrica Acumulable, que superan los 15 años, incluso llegan a ser de 20 años, y con un gran volumen de entrega de electricidad. “En España no se pueden dar PPAs como los que se están firmando en el país centroamericano, hay que pensar que estamos es un small market o medium market, es decir, volúmenes entre 0 y 5o MW y probablemente a un plazo menor”.
El otro punto de conflicto es la fijación de un precio fijo, que debe ser justo para ambas partes. Sin embargo, reconocen que la evolución de los mercados hará que unos ganen y otros pierdan dinero, “lo que puede salir mal en un PPA es que caiga demasiado el precio medio de producción, y que una de las partes se salga del acuerdo, por lo que habría que valorar elegir un acuerdo con cierta flexibilidad para que no se rompa el contrato”, concluye Holtrop.