Renovables: en busca de la subasta perfecta
Las empresas critican que, en lugar de premiar al que produce más al menor precio, se incentive al que promete construir el parque más barato La industria sugiere replicar los modelos de Alemania, Chile, México y Argentina
Al obligar a los promotores a competir por precio, las subastas se han popularizado en todo el mundo como el modo más eficiente de atraer inversiones en sol y viento. El número de países que han adoptado este sistema ha pasado de apenas 6 en 2005 a al menos 67 en la primera mitad de 2016, según Irena, la agencia internacional de las energías renovables.
España no ha sido ajena a esta tendencia: en el último año y medio ha celebrado tres, en las que ha adjudicado un total de 8.700 MW. Pero las empresas han criticado los parámetros utilizados para elegir a los ganadores y la falta de garantías a la rentabilidad de los proyectos.
Las críticas invitan a fijarse en los modelos adoptados por otros países, principalmente el de Alemania y, en América Latina, los de Argentina, México y Chile. La comparación con cualquiera de estos deja al español como una rareza en el contexto internacional: en lugar de premiar al que ofrece producir más al menor precio, como hacen la mayoría de Estados, aquí se incentiva al que promete construir el parque más barato, sin importar la cantidad de energía que vaya a generar después.
En Alemania se sabe con antelación cuándo y cuánto se licitará, lo que favorece la preparación de los proyectos
“Es un contrasentido, porque lo que queremos es generar la mayor cantidad posible de energía limpia, no llenarnos de plantas”, dice Heikki Willstedt, director de políticas energéticas y cambio climático de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).
José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), destaca el caso de Chile, donde, al revés que en España, las ayudas se conceden en función de la energía producida y no de la potencia instalada. “Es mejor hacerlo al modo chileno, porque el producto que la empresa se compromete a vender en una subasta y por el cual recibirá la retribución es la energía. De esta forma, además, es más sencillo valorar el estado de cumplimiento de los objetivos de generación renovable”, explica.
Por el contrario, “si el incentivo se basa en la potencia instalada, como pasa en nuestro país, esa planta cobrará una cantidad concreta por cada megavatio que consiga en la subasta y termine construyendo, independientemente de que después esa instalación genere más o menos energía”, precisa.
Otro aspecto interesante en los casos de Chile y Alemania es que sus sistemas se basan en el principio del pay-as-bid (pagar según la oferta), por el cual los ganadores del concurso reciben el incentivo que han ofertado. Si, por ejemplo, la subvención que un postor ha pedido por MWh producido es de 50 euros y entra dentro del cupo de potencia licitada, recibirá esos 50. Si lo que ha pedido es 52, recibirá 52, y así todos y cada uno de los adjudicatarios.
En España, en cambio, la última oferta en casar con los requisitos de las bases marca el precio que cobrarán todos los ganadores, incluso si esta es cero, como ha pasado en las subastas realizadas. Cuando esto ocurre, el Estado se libra de pagar el subsidio, pero entre los adjudicatarios pueden entrar especuladores, lo que no garantiza que las plantas se vayan a instalar.
A esta anomalía se suma el que los postores deben elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo y no emplazamientos reales, y que la rentabilidad que la ley garantiza a los proyectos es revisable cada seis años, plazo que se cumplirá a finales de 2019. “Debido a que estos proyectos requieren grandes volúmenes de inversión, que tardan en recuperarse, es necesario que exista seguridad en la retribución”, comentan fuentes de Cox Energy, que hace un año ganó un contrato en Chile a 20 años por 264 GWh anuales.
Mientras el Gobierno español se decide a perfeccionar (o no) su modelo de subasta, las empresas españolas siguen buscando oportunidades en el exterior. Estas no van a faltar. En la UE entró en vigor a comienzos de año una normativa que exige a sus socios asignar los incentivos al sector por medio de concursos, abandonando el sistema de primas.
Antes de lanzar las licitaciones, los Estados deben presentar a la Comisión Europea la norma que regulará sus convocatorias, a fin de que la Dirección General de Competencia verifique que no generarán distorsiones en el mercado. De momento, Bruselas ha aprobado ya los sistemas de Alemania, Francia y Dinamarca, y es previsible que España reciba una llamada de atención por haber celebrado tres subastas sin contar antes con el visto bueno de la Comisión.
Willstedt, de la asociación eólica, señala que, comparados con el español, los tres sistemas aprobados son más simples, menos inestables en cuanto a la rentabilidad garantizada y permiten la organización de subastas diferenciadas por tecnologías, es decir, que se convocan para un solo tipo de energía (solar, eólica, biomasa...), de manera que compitan de igual a igual.
El esquema nacional, en cambio, defiende la neutralidad tecnológica, es decir, que en una misma subasta pueden pujar empresas especializadas en diferentes fuentes. “Los modelos diferenciados son más convenientes en términos de planificación, ya que te permiten analizar de qué recurso dispones y cuánta potencia necesitas realmente”, sostiene Willstedt. “Ahora se subastan 3.000 MW de lo que sea para instalar donde sea, sin saber si la red está en condiciones de absorber y transportar esa cantidad o si toda ella es necesaria”, subraya.
En Alemania, además, el plan contempla tres subastas de eólica terrestre este año (de las que ya se han celebrado dos), cuatro en 2018 y tres a partir de 2019. En total, se licitarán 2.800 MW al año hasta 2019 y 2.900 a partir de 2020. Este nivel de detalle permite a los inversores preparar con anticipación sus proyectos.
En América Latina, México celebrará en noviembre su tercera subasta desde que adoptó esta modalidad el año pasado, y Brasil ha convocado otra para diciembre. Argentina, por su parte, acaba de lanzar la Ronda 2.0 del programa RenovAr, que sacará a concurso 1.200 MW.
RenovAr es un plan con el que Argentina pretende elevar de manera gradual la participación de las fuentes limpias en su matriz energética, del actual 2% al 20% en 2025. Con ese objetivo, el año pasado organizó dos subastas (la Ronda 1 y 1.5), en las que adjudicó 2.400 MW y comprometió inversiones por 3.300 millones de euros en los próximos dos años y medio.
El programa busca también promover la industria nacional. Por eso, favorece con incentivos fiscales y préstamos blandos a los promotores que compren parte de los componentes de los parques a proveedores locales.
Los PPA, la alternativa de libre mercado
Qué son. En países como EE UU, un sistema alternativo a las subastas son los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés), que se firman entre un generador y un cliente final. En ellos, las dos partes acuerdan un precio. Así, “las empresas pueden comprar energía a un precio atractivo y estable, lo que les permite planificar sus costes energéticos a medio y largo plazo, y los productores tienen sus ingresos garantizados”, explica José Donoso, de Unef.
Primer caso. En España, EDP Renovables y Calidad Pascual firmaron en julio pasado el primer acuerdo de estas características. El contrato garantiza al grupo de alimentación el suministro de energía limpia a un precio fijo durante cinco años. “El sistema ideal es aquel que proporciona visibilidad y certidumbre a largo plazo”, afirma João Manso Neto, consejero delegado de EDP Renovables, que hace poco se adjudicó también (bajo otra modalidad) 950 MW de eólica marina en Reino Unido.