“Es difícil diseñarla peor”, “extraordinariamente compleja” o “un absurdo”. Así definen distintos expertos del sector eléctrico la subasta de hasta 3.000 megavatios (MW) de energía renovable que va a adjudicar el Ministerio de Energía el próximo 17 de mayo para cumplir los objetivos vinculantes en materia de generación a partir de fuentes renovables establecidos por la Unión Europea para el año 2020.
La subasta, anunciada en el Congreso por el ministro Álvaro Nadal en diciembre, supondrá volver a las cifras de instalación de los años previos a la moratoria a las primas que impuso el Gobierno de Mariano Rajoy en 2012 nada más llegar al poder, en su cruzada contra el denominado déficit tarifario. En mayo se adjudicarán un mínimo de 2.000 MW y otros 1.000 MW adicionales en función de un anexo “confidencial” que ni siquiera conoce la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Transparencia, la justa.
Las instalaciones adjudicatarias tendrán derecho a un régimen retributivo específico, complementario a los ingresos por la venta de energía en el mercado mayorista de electricidad, que debería permitirles obtener una “rentabilidad razonable” que se calcula a partir del rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario, incrementada en 300 puntos básicos.
En el sector se cree que Nadal podrá colgarse la medalla de adjudicar toda la potencia prevista. Y que además podrá hacerlo a precio cero, esto es, sin incentivos, si bien estos podrían revisarse al alza dentro de tres años si el precio del mercado mayorista de electricidad se desplomase.
Mientras Alemania ha dedicado dos años a dialogar con el sector, las regiones y las distintas organizaciones para diseñar un calendario de subastas hasta 2030, en España no ha habido apenas diálogo previo. A la vista de la sobrecapacidad de generación del sistema eléctrico español (la demanda está en niveles de 2005), no se sabe cuándo habrá otra oportunidad como esta. De ahí el inusitado interés.
Pese al previsible éxito que venderá Energía, arrecian las críticas a las reglas de la subasta. “Es difícil diseñarla peor. La energía renovable básicamente necesita certidumbre porque no tiene costes de combustible, y el precio que se puede ofertar depende mucho de la certeza de qué se puede cobrar. Complicar las cosas o hacerlas muy oscuras encarece el precio de las renovables”, resume el consultor energético Jorge Morales de Labra, que añade que esta subasta va a ser “la más compleja del mundo sin ninguna duda”.
Punto para la eólica
La puja va a limitar los descuentos que podrán ofrecer los interesados, lo que elevará la probabilidad de empate entre ofertas. En ese caso, los criterios para elegir a los adjudicatarios serán las horas de funcionamiento de cada instalación y el tamaño del parque, en favor de los más grandes. Si aun así hay empate, ganará la oferta que llegue antes al servidor del operador del mercado OMEL, encargado de organizar la puja. Hay quien asegura que algunas empresas han contratado personal específico para apretar un botón lo más rápido posible el próximo 17 de mayo.
En enero de 2016 ya tuvo lugar un aperitivo de esta subasta con menos potencia y objetivos por tecnologías (un cupo de 500 MW de eólica y 200 MW de biomasa). Se resolvió en apenas 45 segundos y a precio cero, con inesperada victoria de dos empresas aragonesas vinculadas a una misma familia, los Samper.
En el sector se cree que priorizar las horas de funcionamiento va a beneficiar a la eólica. En concreto, a cerca de 6.000 MW que resultaron ganadores en los concursos que pusieron en marcha distintas comunidades autónomas antes de la moratoria y que, si bien se quedaron sin instalar, cuentan con autorización administrativa y un punto de conexión que, según la última reforma de la Ley del Sector Eléctrico, perderán en 2018 si no ejecutan esos parques, junto con los avales depositados.
La resolución que convocó la subasta se publicó en el BOE el pasado 12 de abril. Desde la consultora HazEnergía consideran “imposible” que dé tiempo a constituir una sociedad para llegar tiempo. Recuerdan que actualmente los bancos sólo están dispuestos a financiar como mucho el 50% de los proyectos (antes se llegaba al 90%), lo que alimenta la tesis de que el proceso es un traje a medida para dar salida a esos MW eólicos que se quedaron colgados de la brocha.
También aparecen como favoritos los grandes fondos de inversión, que se han convertido en protagonistas de este sector: tienen acceso a financiación más barata que la banca y apetito por ingresos recurrentes en tiempos de dinero barato y pocos activos con rentabilidad y cierta estabilidad regulatoria, tras el recorte a las antiguas primas de la anterior legislatura.
Batalla fotovoltaica
“Creo que va a haber un enorme éxito por parte de la energía eólica a la hora de participar en esa subasta”, decía Nadal el pasado 4 de abril en el Senado. La frase, a juicio del director general de la patronal fotovoltaica UNEF, José Donoso, “lo define todo”. En su opinión, “toda la subasta es un absurdo. No es comparable ni homologable a ninguna subasta internacional. En ellas, se oferta un kilovatio hora y el más barato gana”.
Aquí no. Por eso, UNEF ultima un recurso al Tribunal Supremo para pedir la suspensión cautelar del proceso. Considera que perjudica a la fotovoltaica, cuyos costes han caído de manera espectacular, y viola la teórica neutralidad tecnológica que proclama Energía, que asegura que el esquema diseñado permite “competir en igualdad de condiciones a las distintas tecnologías”. En teoría esa neutralidad debe respetarse en virtud de las directrices europeas para ayudas de Estado en vigor desde el 1 de enero. UNEF se plantea llevar el caso ante la Justicia europea si los tribunales españoles no atienden su solicitud.
Para Luis Atienza, exministro socialista, expresidente de Red Eléctrica (REE) y ahora al frente de Argo, una firma que invierte en plantas de autoabastecimiento energético en Chile, Colombia y México, el modelo de subasta español es “extraordinariamente complejo porque se arrastra del modelo de retribución de las renovables que se estableció hace tres años”, al que Donoso califica de “Frankenstein”.
Atienza recuerda que “la mayor parte de las subastas que se hacen en el mundo son PPA, contratos de compra en firme a largo plazo, de forma que el participante sabe cuál va a ser el precio que va a cobrar por MW que produzca a lo largo de la vida del proyecto, y eso le permite ofertar un precio más bajo”. “Me parece que es un modelo que se aleja mucho de los estándares internacionales de las subastas que se están produciendo y que están dando mejores resultados para el consumidor”, concluye.
Una opinión que no comparte su antecesor en REE, Pedro Mielgo (nombrado por el PP). Si bien coincide en la “complejidad” del sistema, que atribuye a los más de 2.000 estándares de retribución para las instalaciones renovables que se introdujeron en la reforma energética, Mielgo cree que priorizar las plantas con más horas de funcionamiento redunda en menores costes: “No se puede hacer el cálculo con el parámetro del día cero, sino teniendo en cuenta toda la vida de la instalación”, resume.
A día de hoy, se desconoce si los adjudicatarios de la subasta de enero de 2016 van a poner en marcha sus proyectos. Para intentar garantizar que los que se adjudiquen ahora se acabarán construyendo, Energía ha triplicado los avales exigidos a los oferentes, hasta 60.000 euros por MW. Además, a los seis meses hay que acreditar el avance de la planta. Si en 2019 no está en funcionamiento, se pierde el aval y la posibilidad de que tenga ningún tipo de retribución regulada durante 25 años.