Los Contratos por Diferencia (CfD) son el principal mecanismo de apoyo al mercado para la generación baja en carbono en el Reino Unido. El plan reemplazó la Obligación de Energías Renovables que cerró a la nueva generación en marzo de 2017. Es administrado por Low Carbon Contracts Company (LCCC), que es propiedad del Gobierno del Reino Unido .
El plan ofrece un "precio de ejercicio" fijo a los generadores durante un contrato de 15 años, lo que proporciona seguridad financiera, a diferencia del mercado mayorista de electricidad, que puede fluctuar significativamente. Con el contrato por diferencia , si el precio de mercado de la electricidad cae por debajo del precio de ejercicio, LCCC paga al generador el déficit; sin embargo, si el precio de mercado aumenta, el generador debe devolver la diferencia. Los costes del plan se trasladan a los consumidores a través de sus facturas de electricidad. [1]
Los contratos se adjudican mediante una subasta inversa en "Rondas de asignación" (AR) anuales, donde las empresas presentan ofertas en sobre cerrado para la capacidad y el costo de un proyecto. Los contratos se adjudican primero a los proyectos de menor costo, hasta que se alcanza un presupuesto predefinido o un límite de capacidad. El presupuesto se divide en diferentes 'Pots' en los que pueden participar diferentes tecnologías, [2] aunque estos han variado según la subasta.
Las ofertas no pueden superar un "Precio de ejercicio administrativo" máximo establecido antes de la subasta. [3] Para facilitar la comparación entre años, todos los precios de ejercicio se cotizan en precios de 2012, pero a los proyectos se les paga un monto ajustado a la inflación vinculado al Índice de Precios al Consumidor (IPC). Los proyectos también establecen un año de entrega, cuando se espera que entren en funcionamiento, aunque esto puede retrasarse por varias razones. [1]
En diciembre de 2010, el Gobierno presentó planes para reformar el mercado de la electricidad. [4] La Reforma del Mercado Eléctrico (EMR) introdujo tanto un mercado de capacidad para incentivar la generación confiable como Contratos por Diferencia para brindar certeza de ingresos a los desarrolladores que invierten en energía renovable y con bajas emisiones de carbono, pero a un costo menor que la Obligación de Energías Renovables. [5]
Previo a la primera Ronda de Asignación, existía un mecanismo llamado Habilitación de Decisión Final de Inversión para Renovables. [6] Esto otorgó CFD a cinco proyectos de energía eólica marina, dos proyectos de conversión de biomasa y uno de biomasa dedicado con calor y energía combinados , con una capacidad total de casi 4,5 GW. [6] [7]
Por otra parte, el Gobierno también concedió un CfD a la central nuclear de Hinkley Point C , fijado en 92,50 £/MWh para un período de 35 años. [8] Esto supone 20 años más que otros contratos CFD. Consulte §Costo para los consumidores del artículo de Hinkley Point C para obtener más información sobre los costos.
Los resultados de las dos primeras subastas se anunciaron en febrero de 2015 y septiembre de 2017. Desde AR3 en 2019, las subastas posteriores se han realizado anualmente.
La primera subasta de la Ronda de Asignación comenzó en octubre de 2014 y los resultados se anunciaron el 19 de febrero de 2015. [9] Los precios máximos se indican en la primera tabla siguiente. Se adjudicaron un total de 2,1 GW de contratos, principalmente para dos proyectos eólicos marinos, East Anglia 1 de 714 MW y Neart Na Gaoithe de 448 MW , además de 15 proyectos eólicos terrestres más pequeños. [10]
La segunda ronda se desarrolló de abril a septiembre de 2017. [11] Como se anunció en el presupuesto de 2016 , no se asignó financiación en el Fondo 1 para las tecnologías más establecidas de energía eólica terrestre, energía solar fotovoltaica, energía hidroeléctrica, energía a partir de residuos con cogeneración, gas de vertedero, y gases residuales. En lugar de ello, se asignó un presupuesto del segundo grupo de 290 millones de libras para tecnologías menos establecidas, de las cuales se esperaba que la energía eólica marina constituyera la mayor parte. [12] Se adjudicaron casi 3,2 GW de contratos para tres parques eólicos marinos: Triton Knoll (860 MW), Hornsea Project 2 (1386 MW) y Moray Offshore Windfarm (Este) (950 MW). También se financiaron varios proyectos más pequeños para tecnologías de conversión avanzadas y biomasa dedicada con cogeneración. [13]
El proceso de subasta de AR3 tuvo lugar entre mayo y septiembre de 2021. Del presupuesto anual de 265 millones de libras esterlinas, 200 millones de libras esterlinas se destinaron a energía eólica marina, 24 millones de libras esterlinas a energía eólica marina flotante y 10 millones de libras esterlinas a energía eólica terrestre, y los 31 millones de libras restantes a otras menos establecidas. tecnologías que incluyen energía eólica en islas remotas (en tierra firme). [15] AR3 arrojó precios récord para la energía eólica marina: los contratos con entrega en 2023/24 ascendieron a £39,650/MWh y los que se entregaron en 2024/25 a £41,611/MWh. [dieciséis]
La subasta de AR4 se llevó a cabo entre diciembre de 2021 y julio de 2022 y reintrodujo el bote 1 para tecnologías establecidas. Del presupuesto total de 285 millones de libras, se reservó una reserva de 20 millones de libras para proyectos de corrientes de marea en el grupo 2, [19] y por primera vez se adjudicaron cuatro contratos por un total de poco más de 40 MW: CfD, MeyGen , Magallanes Renovables y dos para Orbital. Energía marina . [20] También se adjudicó el primer contrato para una turbina eólica marina flotante a Hexicon AB para su proyecto TwinHub de 32 MW. [21]
La subasta del AR5 se llevó a cabo entre marzo y septiembre de 2023. El presupuesto disponible fue de £170 millones para el Bombo 1 (tecnologías establecidas) y £35 millones para el Bombo 2 (tecnologías emergentes), incluida una barrera mínima de £10 millones para las corrientes de marea. [23] A pesar de las advertencias de la industria antes de la subasta, no hubo ofertas de proyectos de energía eólica marina ya que se consideró que el precio de ejercicio administrativo era demasiado bajo para cubrir los aumentos en la cadena de suministro y el costo de capital . [24]
El presupuesto para el AR6 se fijó en poco más de mil millones de libras esterlinas, dividido en tres fondos: [27] [28]
Los Precios de Ejercicio Administrativos aumentaron significativamente desde AR5.