Pierde interés el sistema de subastas diseñado por el gobierno para impulsar las renovables

La cuarta subasta de renovables solo ha logrado adjudicar 45 de los 3.300 megavatios (MW) de potencia eólica y fotovoltaica previstos por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), un dato que contrasta con la participación y los volúmenes adjudicados en las dos primeras, en las que se distribuyó casi toda la potencia subastada. 

Tanto el Gobierno como las asociaciones señalan que estos resultados no implican que haya una parálisis de las renovables, sino que las empresas están optando cada vez más por incorporar su energía a mercado eléctrico, sin acogerse a ningún régimen retributivo regulado que les garantice un precio fijo. 

Los expertos apuntan que hay razones coyunturales de esta convocatoria detrás de la escasa adjudicación, como los precios de la electricidad, la inflación, los tipos de interés al alza, y las tensiones en las materias primas, como destaca también el Ministerio. Pero la baja participación también pone de manifiesto un cambio de tendencia en el sistema que hace menos atractivas las subastas, que conllevan exigencias temporales para empezar a producir pese al atasco administrativo.

Las dudas han llevado a algunos a plantear si ha sido solo un problema de casación de precios o si la subasta sigue siendo un mecanismo válido, ahora que las renovables no necesitan un precio garantizado para lanzarse al mercado.

¿Qué ha pasado con esta subasta? Un precio máximo por debajo de las expectativas del valor a futuro  

El Ministerio subastaba una potencia de 3.300 MW para beneficiarse del régimen económico de energías renovables (REER), de los cuales 1.800 MW estaban reservados para la tecnología fotovoltaica y 1.500 MW para eólica. Pero “la guerra en Ucrania ha condicionado las ofertas de los participantes y los resultados”, señala en un comunicado. 

Las cuatro empresas ganadoras de la subasta han recibido un precio medio de adjudicación de 42,4 euros/MWh, un 40% más alto que en la segunda subasta, en octubre de 2021, cuando la eólica alcanzó un precio medio de 30,18 euros/MWh. 

Pero las asociaciones apuntan a que sus costos también han subido, y el margen entre el precio máximo fijado por el Gobierno y las expectativas de su valor a futuro se ha acortado, como señala la Asociación Empresarial Eólica (AEE), que considera que ese límite “no ha conseguido capturar el coste real actual de la energía renovable”. 

Aquí es donde se enfrentan los intereses de ambas partes. Por un lado, el Gobierno no puede comprometerse a pagar un precio mayor por una energía con la que busca lo contrario, abaratar la factura eléctrica, y, por otro, las empresas no quieren obtener un beneficio menor al que pueden lograr en el mercado en los próximos años.

“Habrá que alcanzar un equilibrio porque, coyunturalmente, los futuros han llegado a estar a 100 euros/MWh, pero el Gobierno no se puede comprometer a pagar eso a una empresa que con la cuarta parte ya obtendría algún beneficio”, explica Eloy Sanz Pérez, profesor de la Universidad Rey Juan Carlos especializado en energías renovables.

Garantizar un precio fijo frente a la posibilidad de obtener más beneficios

Las subastas buscan garantizar a las empresas un precio fijo que el Gobierno se compromete a pagar por la energía que generen durante 12 años. Esto ha sido útil para impulsar las renovables, sobre todo para las pequeñas y medianas empresas, que necesitaban garantías a la hora de hacer las inversiones, y la adjudicación de una subasta les daba acceso a crédito. 

“Ese compromiso es muy útil para las empresas porque les ayuda a financiarse. El aval de la electricidad a futuro es mucho menos potente”, señala Sanz, que añade que ir a mercado “supone más riesgo, pero también más beneficios”.

Hasta ahora, los precios que ofrecían las subastas estaban por debajo tanto de los precios de ese momento como de las previsiones a futuro, como señalaba el Ejecutivo al dar los resultados de la segunda subasta, “un 80% de media por debajo del precio medio de la electricidad registrado en último mes vencido y un 60% de media inferior a la estimación de precios a largo plazo respecto de la última cotización”. Pero ahora, esos márgenes se han visto afectados.

Las empresas alegan el aumento de los costos de las materias primas y de la logística para las nuevas instalaciones. Pero Sanz también subraya que, aunque ha habido un aumento del coste de producción, está lejos del 40% que ha subido el precio medio de la subasta. Además, señala que las renovables llevan años reduciendo el precio de la tecnología, algo que Rafael Barrera, director de la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier), cifra en un 90% de reducción en el caso de la tecnología de generación solar.

“Lo que trata la subasta es de conseguir un precio lo más barato posible para el sistema eléctrico y, por tanto, para los ciudadanos, tiene sentido. Pero también tiene aristas. En las subastas anteriores el precio tenía mucho sentido, pero la coyuntura, con el estallido de la guerra y la perspectiva de precios a futuro, ha cambiado”, señala Barrera.

El Ministerio pasa de adjudicar un 95% en la segunda subasta a un 34,6% en la tercera y apenas un 1,4% en la última

Varias voces coinciden en que tal vez la subasta no se ha celebrado en el momento más oportuno, con la inflación todavía elevada y la incertidumbre sobre el valor futuro de la energía pendiente del transcurso de la guerra en Ucrania. Pero los compromisos fijados en el calendario obligaban a lanzarla este año. 

La adjudicación de potencia ha ido cayendo desde las dos primeras, celebradas en enero y octubre del año pasado, en las que se superó el 95% de adjudicación, frente al 34,6% en la tercera, que se tuvo lugar en octubre, y apenas un 1,4% en esta última.  

La tendencia ha llevado a que las empresas opten cada vez más por ir a mercado, como se conoce cuando venden su energía directamente a la OMIE, el operador de mercado eléctrico designado, y reciben el precio diario que se fije para la electricidad, lo que pone en duda la necesidad de seguir apostando por los regímenes retributivos regulados. De hecho, algunas de las grandes empresas como Endesa no participaron ya en las últimas subastas.

Desde 2018, se han incorporado 6.165 MW eólicos, de los que un 59% lo han hecho a mercado, y 11.215 MW fotovoltaicos, de los que un 68% lo han hecho a mercado, según datos del Miteco. A ellos se sumarán los adjudicatarios de las últimas subastas en REER, que han abierto las puertas a 3.302 MW eólicos y 2.933 MW fotovoltaicos que aún no se han incorporado al sistema eléctrico. 

También hay contratos bilaterales firmados directamente con una empresa a la que se le vende el precio de la energía según se acuerde sin que entre a la subasta diaria del mercado eléctrico.

En cualquier caso, Barrera considera que este cambio “no quiere decir que esta subasta marque la tendencia. La potencia que se vaya a instalar se va a instalar, no creo que haya gran diferencia, y es posible que la siguiente subasta sea un éxito. Es llamativo, porque la coyuntura es muy irregular. Pero la subasta puede volver a funcionar, y las empresas pueden volver a estimar que les resulta útil”.