Corea del Sur sustituirá los certificados renovables por contratos a largo plazo

El sistema de apoyo de 15 años dará paso a subastas

Corea del Sur eliminará gradualmente el estándar de cartera renovable, o RPS, que sostiene su mercado de energía limpia desde 2012. Según ESG Economy, la ley revisada para fomentar el desarrollo, uso y difusión de energías nuevas y renovables entrará en vigor el 1 de enero de 2027. Los nuevos proyectos solares y eólicos competirán por volúmenes fijados por el Gobierno, en lugar de depender de la venta de certificados de energía renovable, o REC.

Con el RPS, los grandes generadores debían producir con fuentes renovables una proporción determinada de su electricidad. Podían cumplir la obligación construyendo instalaciones propias o comprando REC concedidos a otros productores renovables. Los operadores solares obtenían así ingresos tanto por la venta de electricidad al precio marginal del sistema, o SMP, como por los REC. El Gobierno reconoce que el modelo amplió el despliegue renovable, pero atribuye la reforma a la volatilidad del precio de los REC, la complejidad de las operaciones y su limitada capacidad para reducir los costes de generación.

Los precios fijos pueden facilitar la financiación

En el nuevo mercado contractual, el Gobierno definirá volúmenes de compra y precios máximos para cada tecnología. Los promotores ofertarán dentro de ese límite y los proyectos seleccionados firmarán contratos de compraventa de electricidad a precio fijo y largo plazo con Korea Electric Power Corporation. ESG Economy señala que los contratos podrían extenderse durante 15 o 20 años. Esto permitirá a bancos e inversores calcular los flujos futuros con mayor fiabilidad que bajo la exposición conjunta a los precios del SMP y los REC.

El cambio será especialmente relevante para los parques eólicos marinos, intensivos en capital y muy dependientes de la financiación de proyectos. Los ingresos contractuales estables pueden reducir el riesgo de los prestamistas, los costes financieros y la rentabilidad exigida por los promotores. Sin embargo, esa estabilidad dependerá de ganar una subasta. Para los nuevos proyectos solares, el modelo pasará de construir capacidad y vender REC a obtener un contrato competitivo antes de iniciar las obras. Los pequeños promotores podrían tener dificultades frente a los grandes licitadores, por lo que el Gobierno prevé un mercado contractual separado para instalaciones pequeñas; los criterios y las reglas todavía no están definidos.

El precio no será el único criterio

Las ofertas también se evaluarán por factores no económicos, como su contribución a la industria nacional, las cadenas de suministro y la seguridad energética. Esto podría ayudar a los fabricantes surcoreanos frente a empresas solares chinas que combinan una gran capacidad productiva con precios bajos. El enfoque también vincula la contratación renovable con los planes para reforzar las cadenas nacionales y desarrollar tecnologías como las células solares tándem de perovskita y silicio. La ponderación final entre precio y criterios industriales puede afectar de forma significativa a los proveedores de equipos y al coste de los proyectos.

La transición no eliminará los REC de inmediato. En principio, los proyectos existentes podrán seguir recibiendo certificados durante un máximo de 20 años conforme a sus acuerdos actuales. El mercado al contado de REC continuará durante tres años después de la entrada en vigor de la ley, hasta el 31 de diciembre de 2029. Ambos sistemas coexistirán y podrían generar distorsiones de precios entre activos antiguos y nuevas licitaciones. Tras una audiencia pública el 30 de septiembre, el Gobierno prevé completar la normativa secundaria antes de fin de año y convocar las primeras subastas solares y eólicas después de la entrada en vigor. Para promotores y financiadores, los precios máximos, la competencia y los precios adjudicados sustituirán al REC diario como principal señal del mercado.