El mensaje de la eólica al Gobierno: subastas sí, pero con garantías
Las promotoras de parques se quejan de la complejidad del mecanismo español y su falta de estabilidad regulatoria
El sector eólico encara la próxima subasta de renovables, que se realizará el 26 de julio, con poco entusiasmo, a pesar de haber arrasado en las dos primeras. Los promotores de parques no están conformes con el diseño de la licitación y dudan de que los megavatios adjudicados se vayan a instalar en tiempo y forma. Las compañías expresaron sus reparos durante el III Congreso Eólico Español celebrado el 20 y 21 de junio en Madrid.
“Ganar una subasta es muy fácil, pero es distinto a vender energía renovable durante 20 años”, expuso Rafael Mateo, principal ejecutivo de Acciona Energía, durante la mesa redonda dedicada a los desarrolladores de parques. “En diferentes mercados hemos visto actores que ganan los concursos y ni siquiera tienen la intención de empezar el proyecto, mucho menos terminarlo y operarlo, solo tratan de tomar posiciones especulativas. Por tanto, subastas sí, pero bien hechas”, remarcó.
España está subastando potencia renovable con incentivo para facilitar la transición de su economía hacia un modelo menos dependiente de los combustibles fósiles y cumplir los objetivos ambientales de la UE. Entre las dos que ha realizado hasta ahora lleva adjudicados 3.700 MW que, de cumplirse los plazos acordados, deberían de estar vertiéndose a la red a finales de 2019.
El 26 de julio se sacarán a concurso otros 3.000 MW, que deberán estar disponibles en el mismo plazo. Según los cálculos del Gobierno, la puesta en marcha de estos proyectos acercaría el consumo total de energía procedente de fuentes limpias al 20% al que España se ha comprometido con la UE en 2020. En 2015, último año del que se disponen estadísticas de Eurostat, esta cuota se situaba en el 16%.
Aunque el sistema de subasta se está popularizando en todo el mundo (al menos 67 países organizaron procesos de este tipo en la primera mitad de 2016, según los últimos datos de Irena, la agencia internacional de las energías renovables), el modelo usado por España presenta una serie de particularidades que no son del agrado de los operadores de parques.
El sector se queja de la complejidad del mecanismo español y su falta de garantías. A diferencia de la mayoría de países, donde la potencia se adjudica al postor que pide la subvención más baja por MWh producido, en España se concede al que pide el menor incentivo a la inversión (no gana el que ofrece producir más al menor precio, sino el que promete construir el parque más barato).
Además, en lugar de exigir ofertas para emplazamientos específicos –por ejemplo, un parque en una zona de Andalucía donde el viento alcanza una velocidad media de 6,76 metros por segundo durante 2.200 horas al año–, las bases obligan a los licitadores a elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo cuyos parámetros (inversión, horas de funcionamiento, costes de operación y mantenimiento, etc.) define el Gobierno y puede modificar cada tres años.
“No competimos por proyectos reales, sino por proyectos sintéticos. Es un sistema supercomplejo que no existe en ninguna otra parte del mundo”, afirmó Juan Virgilio Márquez, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), organizadora del congreso.
Las cifras
23.000 MW de potencia eólica hay instalados en España. Con esta capacidad, el sector del viento cubrió el 19% de la demanda total de energía en 2016. La AEE propone aumentar esta potencia en 15.000 MW más hasta 2030.
3.700 MW se han adjudicado en las dos primeras subastas. A estos se sumarán otros 3.000 MW que se licitarán el 26 de julio. El volumen contrasta con los apenas 65 MW eólicos que se instalaron en los últimos tres años debido a la moratoria al cobro de primas.
Pero eso no es lo peor. A esa planta genérica, el Estado garantiza una rentabilidad del 7,5% para todo el periodo de vida útil de las turbinas (entre 20 y 25 años). El problema es que esta tasa depende de una fórmula (bono del Tesoro español a 10 años más 300 puntos básicos) revisable cada seis años, plazo que se cumplirá en diciembre de 2019, cuando el Gobierno tendría la intención de rebajarlo a la mitad.
“Si estamos compitiendo por un incentivo o una estabilidad a largo plazo, es importante que esta no se modifique a mitad de la partida”, señaló en la mesa redonda Xabier Viteri, director de renovables de Iberdrola. En ese sentido, precisó que el mejor modelo de subasta es aquel que reparte los riesgos, de tal forma que la empresa asuma los que sabe gestionar y se le aísle de aquellos que no son propios del negocio, como la inflación o los regulatorios.
Las promotoras de parques critican también que en España no se seleccione a las empresas que pueden presentar ofertas. “No cualquiera puede participar. Si realmente queremos que los proyectos se ejecuten en el periodo establecido, hay que calificar al que participa, técnica y financieramente”, apuntó Viteri.
A todo esto se suma el hecho de que el sistema es marginalista, es decir, que una vez cubierto el cupo de potencia licitada, la última oferta en casar con los requerimientos técnicos de las bases es la que marca el precio para todas las adjudicatarias. Los expertos mantienen que esto da pie a tácticas especulativas y resultados sorprendentes como los de la subasta anterior.
En ella, Forestalia, una firma zaragozana de la familia Samper, dueña de un importante grupo cárnico pero desconocida en el sector, ganó la mayoría de megavatios subastados (300 de 700 MW en enero de 2016 y 1.200 de 3.000 en mayo pasado), renunciando al 100% de las primas, lo que dejó en cero el incentivo para todas las demás ganadoras, entre las que en mayo se encontraban Enel Green Power, Gamesa y Gas Natural Fenosa.
El Gobierno ha atribuido el resultado a la competitividad alcanzada por las renovables, lo que ahora les permite operar sin necesidad de ayudas, pero los detractores del sistema argumentan que estas aún son necesarias; de lo contrario, no tendría sentido pujar por un incentivo: bastaría con solicitar una conexión a Red Eléctrica y vender a precio de mercado.
Al margen de las deficiencias técnicas, las empresas reclaman celeridad en la tramitación de las licencias, ya que las autonomías tardan una media de siete años en autorizar el funcionamiento de un parque y en algunos casos hasta 10. Igualmente, piden la publicación de un calendario de subastas que les permita preparar con tiempo las ofertas y conseguir la financiación.
En cuanto a países en los que España debería fijarse como modelo de concurso, Márquez destacó Argentina, “referencia por la simplicidad de su subasta, que establece una tarifa fija para todo el periodo regulatorio, y por su planificación”. Y añadió que Alemania es otro ejemplo por su esquema de subastas diferenciadas por tecnologías. “Lo importante”, insistió, “es que sean sencillas, primen el proyecto que produzca más al menor precio y den visibilidad y perspectiva a los inversores”.