Primera adjudicación de licencias renovables desde 2017

La subasta verde anticipa mucha oferta y precios bajos tras el récord de Portugal

Todas las grandes compañías energéticas, incluidas las de petróleo y gas -a excepción de Cepsa- han solicitado participar en la carrera. 

Las plantas fotovoltaicas irregulares tendrán que devolver las primas
Las plantas fotovoltaicas han abaratado los costes de generación en llos últimos años.

La primera subasta renovable en tres años ha agitado con fuerza el sector energético. Todas las grandes compañías energéticas, incluidas las de petróleo y gas-a excepción de Cepsa- han solicitado participar en la carrera para instalar 3.000 MW verdes a cambio de un precio garantizado por el Estado hasta 15 años. Las fuentes consultadas en las empresas participantes, grandes y pequeñas, coinciden en las claves de la gran cita: habrá una gran oferta y los precios de la puja serán muy bajos. En el recuerdo está reciente lo sucedido en la subasta celebrada en Portugal en agosto: precios de derribo-1,20 euros MWh- para la tecnología fotovoltaica con almacenamiento.

Para las empresas energéticas, grandes y pequeñas, la subasta supone un test de capacidad, oportunidad e imagen. Nadie quiere quedarse fuera. Iberdrola y Endesa, que acogieron con frialdad el plan de la vicepresidenta cuarta Teresa Ribera para subastar nueva capacidad, han decidido participar en el proceso, al igual que las empresas de hidrocarburos Repsol y Naturgy- que buscan un hueco en el negocio verde mientras diseñan su propia reconversión.

El interés por participar en la puja, la abundancia de dinero en busca de rentabilidad segura y la proliferación de empresas que se han especializado en promover y vender proyectos, van a influir en el precio final de la subasta que pone en liza 1.000 MW fotovoltaicos, 1.000 MW eólicos y otros 1.000 MW sin restricciones al que más barato oferte la energía. Pueden participar en la subasta las instalaciones nuevas o ampliaciones de instalaciones existentes que estén situadas en el sistema eléctrico peninsular y cuyo sistema de almacenamiento, en caso de disponer de él, sea empleado exclusivamente para almacenar la energía producida en la instalación.

Precios de derribo

Con toda probabilidad no habrá récords como el de agosto en Portugal, entre otras cosas porque las subastas no son equiparables. En la convocatoria de agosto, Portugal subastó 12 lotes que sumaban 700 MW en las regiones de Alentejo y Algarve. Cada ofertante podía acogerse a una de tres modalidades de retribución disponibles: remuneración fija por la energía vendida, compensación fija al sistema eléctrico y remuneración fija para instalaciones con almacenamiento. Hasta entonces, las referencias en precio eran los 14,76 euros MWh ofertados por la francesa Akuo en Portugal y los 11,60 euros MWh manejados en Abu Dabi en subasta celebrada en julio de 2020.

El resultado más espectacular en Portugal-los 1,2o euros MW en una de las instalaciones, con baterías de almacenamiento- es, en realidad el precio medio que recibirá la instalación después de vender la energía al mercado, pagar la prima de capacidad y el seguro para picos de precios. Pero la posibilidad de "jugar" en el mercado con la electricidad almacenada compensa el precio de derribo.

Para el Ministerio de Transición Ecológica, la primera subasta de las previstas hasta 2025 en España debe cubrir un doble objetivo: avanzar en los planes de descarbonización y, de paso, corregir un fallo de mercado. Ese fallo es la dificultad para trasladar a los precios el coste a la baja de tecnologías renovables como la solar fotovoltaica. El decreto de junio de 2020 lo  explica así: "El desarrollo tecnológico ha permitido que ciertas tecnologías generen energía eléctrica con costes inferiores al precio de mercado", explica la norma. "En estos casos, el régimen retributivo específico existente no permite trasladar a los consumidores la reducción de los costes de generación". De ahí las subastas.

Despliegue hasta 2030

La subasta  es un peldaño indispensable para cumplir con los planes del Ejecutivo e instalar los 60 GW renovables contemplados hasta 2020 en el Plan nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Según lo previsto, en el periodo 2020-2022 el parque renovable deberá aumentar en aproximadamente 12.000 MW y para el periodo 2020-2025 en el entorno de 29.000 MW, de los que aproximadamente 25.000 MW corresponden a tecnología eólica y fotovoltaica.

En todo caso, coinciden las fuentes del sector consultadas, en la subasta de 2021 no sucederá lo mismo que en las subastas de 2016 y 2017, que no se ajustaron a lo previsto y favorecieron la especulación. Entonces, los 5.700 MW de adjudicación de partida se convirtieron en 8.737 MW. Tampoco estuvieron nunca claros los puntos de instalación, ni su capacidad de generación. Muchos de los proyectos sólo existían en el papel por la ausencia de requisitos previos y algunos cambiaron de mano sin haber puesto la primera piedra, la primera placa o el primer generador.

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