¿Cómo se explica el resultado de la última subasta de renovables?

Sería conveniente valorar la puesta en marcha cuanto antes de subastas dirigidas directamente a la demanda.

El pasado 22 de noviembre se celebró la cuarta subasta para la asignación del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), bajo el mecanismo regulado por el Real Decreto 960/2020 y su normativa de desarrollo.

En esta subasta se ofertaban 3,3 GW de potencia, de los que 1.800 MW estaban reservados para la tecnología fotovoltaica y 1.500 MW para la tecnología eólica. En ella sólo se adjudicaron 45,5 MW de eólica terrestre, repartidos entre dos adjudicatarios a un precio medio ponderado de 42,78 €/MWh (con un máximo de 45,12 €/MWh y un mínimo de 39,88 €/MWh).

En esta tribuna me gustaría analizar las posibles causas de este resultado, por lo que conviene previamente entender el funcionamiento de este mecanismo competitivo de asignación de potencia renovable.

En este tipo de subastas “pay as bid” los participantes se comprometen a vender al mercado durante un máximo de 12 años un volumen concreto de energía a los precios ofrecidos (con un ligero ajuste técnico). Ello en definitiva equivale a realizar un acuerdo de compra de energía (PPA o Power Purchase Agreement) con el sistema eléctrico por ese plazo y a ese precio. Al contar con ese PPA sin riesgo de contraparte y que no computa recursos propios para los bancos, se facilita la financiación de los proyectos. Además, como los proyectos tienen una vida superior (entre 30 y 40 años, en el caso de tecnologías como la eólica o la fotovoltaica), se puede combinar una primera fase de 12 años de subasta con una segunda a precios de mercado, por lo que la rentabilidad del proyecto no se limita al precio comprometido en el PPA. Por esta razón, los participantes en las subastas pueden ofrecer precios más bajos que los marcados por el mercado mayorista.

Hay que tener en cuenta que en todas las subastas el regulador establece un precio de reserva, por el que se fija el precio máximo al que se pueden casar las ofertas, cuya finalidad esencial es evitar que los consumidores afectados por el mercado mayorista paguen unos precios excesivamente altos durante el plazo comprometido.

En las dos primeras subastas, celebradas en enero y octubre de 2021, se adjudicó prácticamente toda la potencia subastada, a unos precios muy competitivos (en la primera, en torno a los 25€/MWh y en la segunda a unos 30€/MWh), con un acumulado de 3GW de tecnología eólica onshore y 3GW de solar fotovoltaica.

En la tercera, celebrada en octubre de 2022 y en la que se subastaba una potencia de 520 MW, se adjudicaron 146MW de biomasa y 31MW de nuevas instalaciones fotovoltaicas de generación distribuida con carácter local, con potencia igual o inferior a 5 MW. El precio medio ponderado para la biomasa, como tecnología gestionable, cerró a 93€/MWh, y el de la fotovoltaica a 53€/MWh. Sin embargo, la tecnología termosolar no fue adjudicada, ya que entró en juego el precio de reserva, de modo que ningún participante hizo una oferta que pudiese ser casada, ya que presentaron ofertas por encima del precio de reserva.

En la cuarta subasta, una de las razones esgrimidas de la baja adjudicación ha sido que el precio de reserva estipulado haya sido más bajo de lo que la mayoría de los inversores estaban dispuestos a ofertar, teniendo en cuenta la coyuntura de mercado derivada en gran medida de la guerra en Ucrania, de alta volatilidad de precios y de fuerte incremento de las tasas de inflación, cercanas al 10 por 100. Este entorno inflacionista ha generado a su vez dos efectos. Por un lado, el significativo encarecimiento del coste de las materias primas y equipos utilizados por las plantas renovables y, por tanto, del CAPEX (en algunos casos, más del 20 por 100). Por otro, el incremento del coste financiero de los proyectos, debido al notable aumento de los tipos de interés, que aún no han tocado techo.

Sin embargo, también ha podido influir el complejo entorno regulatorio que se ha producido en los últimos meses para para hacer frente a los impactos del significativo incremento de los precios energéticos sobre las empresas y familias, en el que se han ido aprobando diversos Reales Decreto-ley, como el “cap al gas”, la minoración de ingresos o los potenciales impuestos.

Además, también ha podido influir en el resultado de la subasta las dudas sobre el acceso y conexión de las instalaciones, ya que hay muchos permisos cuya viabilidad aún se desconoce y se está pendiente de la publicación de los nuevos concursos de acceso a la red.

En cualquier caso, los resultados de esta subasta no se deben sacar de contexto ni tampoco desvirtuar los esfuerzos, tanto de las empresas como la administración, para que España cumpla sus objetivos climáticos en materia de renovables, establecidos principalmente del Plan Nacional Integral de Energía y Clima 2021-2030.

Debemos ser capaces de incorporar unos 60GW adicionales de potencia renovable hasta 2030 para que estas tecnologías representen el 74% del mix eléctrico en ese año, lo que exige un gran esfuerzo de todos, así como una adecuada valoración del entorno económico y financiero al que deben hacer frente los inversores, sin menoscabo de la necesaria protección de los consumidores.

Por último, teniendo en cuenta este complejo contexto, sería conveniente valorar la puesta en marcha cuanto antes de subastas dirigidas directamente a la demanda, permitiendo a las empresas y la industria acceder a unos precios estables y conocidos a medio plazo.

Publicado en La Voz de Galicia