Análisis de la subasta renovable: ¿fracaso o madurez del mercado?

pv magazine ya lo anticipó el lunes: estábamos ante la subasta más difícil del Gobierno. De los 3.300 MW de eólica y fotovoltaica que se subastaban, solo acabaron casando 45 MW eólicos, que se adjudicaron Forestalia y Elawan Energy, las únicas participantes que ofrecieron un precio igual o inferior a los 45 euros/MWh (concretamente, 42,78 euros/MWh en promedio, con un máximo de 45,12 €/MWh y un mínimo de 39,88 €/MWh).

Iberdrola, Endesa, Repsol y Acciona no han participado. Sí lo han hecho Naturgy, Capital Energy y Bruc Energy, pero con ofertas por encima del precio de corte, fijado en 45,12 euros/MWh.

¿Por qué era difícil la subasta? El precio tope es secreto y lo fija el Gobierno. Un precio bajo como el que se ha propuesto es poco atractivo para las empresas, pues la venta al pool es mucho más rentable (en Portugal, el Gobierno a actualizado con el IPC la remuneración a los ganadores de las subastas solares). Si, por el contrario, el Gobierno hubiera fijado un precio tope elevado, se transmitiría al mercado y los consumidores el mensaje de que el precio de la luz va a seguir siendo alto –y quizás lo elevaría, pues el contrato de compra de la energía de los proyectos adjudicados se extenderá durante doce años, hasta marzo de 2037, por el precio máximo ofertado en la subasta–.

Algunos sectores contrarios a la gestión del Gobierno hablan de “recesión verde”, de paralización del sector y de miedo inversor, a la vez que alertan de que no se cumplirá el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé la instalación de 60.000 MW de potencia renovable entre 2021 y 2030 –el 74% de la generación eléctrica en España–, pero la realidad parece mostrar lo contrario (esta misma semana, Enel ha anunciado que centrará su negocio en Italia y España, y planea invertir 21.000 millones de euros para desarrollar 21 GW). La misma ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, pidió este miércoles en el Congreso de los Diputados, “tranquilidad”, ya que el hecho de que más del 98,5% de la potencia subastada haya quedado desierta “no significa” que “no se vaya a instalar”.

El Ministerio atribuye el resultado de la subasta a la actual coyuntura: elevados precios en el mercado eléctrico, la inflación, el alza de los tipos de interés y la inseguridad en la cadena de suministro que está provocando la guerra de Ucrania.

¿Fracaso o madurez del mercado?

Indudablemente, la subasta ha sido un fracaso por no cumplir sus objetivos de adjudicación, eso es indiscutible. Pero la ausencia de participación no parece deberse al desinterés por el mercado renovable, sino a una legítima búsqueda de beneficios de las empresas: los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPAs) –que España lidera en todo el mundo, según acaba de confirmar EY–, se están cerrando en el entorno de los 60 euros/MWh, muy por encima del precio de corte que fijaba el MITECO.

Por otro lado, con los actuales precios de mercado del pool, las empresas amortizan sus proyectos de manera mucho más rápida que con el precio adjudicado en subasta. “El valor de un proyecto renovable es tan alto frente a la alternativa de comprar energía en el mercado, que quien pueda financiar un proyecto va a ofertar en base al valor más que en base al coste mínimo de su proyecto. O sea, que ha cambiado quien tiene la sartén por el mango, de los offtakers buenos a los productores buenos que tendrán proyectos a tiempo”, explicaba a pv magazine Javier Revuelta, Senior Principal en Afry Management Consulting.

A este hecho hay que sumar que numerosos proyectos —alrededor de 100 GW, según Monitor Deloitte— que cuentan con el permiso de acceso de Red Eléctrica de España (REE) y depositaron 40 euros por MW de potencia como garantía, vencerán (y perderán la garantía) si no obtienen la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) antes del 25 de enero por culpa de retrasos de la administración (y poco después lo harán otros 45 GW; hay 145 GW renovables con permiso concedido en nuestro país, según dijo REE el martes en el Apepibal Day).

“¿Para que ir a subasta cuando tienes un proyecto casi listo si lo puedes financiar merchant o con PPAs vendiendo a precios más altos que hace unos años?”, dice a pv magazine Kim Keats, de k4k Advisory. “La nueva restricción de que si ganas y reniegas en tu compromiso no podrás participar en subastas futuras también es importante”, añade. “Todos estos factores han hecho que el coste de oportunidad de participación en la subasta sea más alto que nunca. Pero si los proyectos salen adelante de todas maneras, en ningún caso estamos ante un fracaso: se podría decir que una menor dependencia del Gobierno refleja un mercado que va madurando”, concluye.

Por su parte, Antonio Delgado, CEO de Aleasoft Energy Forecasting, explica a pv magazine que “en la actualidad, con la situación de precios del mercado y de los futuros muy altos, los proyectos están dispuestos a arriesgar más para obtener más rentabilidad, y el precio que están dispuestos a aceptar para la seguridad que les ofrece el REER es más alto; tan alto, que ha superado el precio de reserva de la subasta. Vistos los resultados, este precio de reserva parece demasiado bajo comparado con los precios del mercado mayorista y con el aumento de los costes de materiales y de capital para los proyectos renovables”, explica, y concluye afirmando que “las subastas de renovables continúan siendo muy necesarias para la implementación masiva de las renovables que necesitamos para los objetivos del PNIEC y para la descarbonización total de la economía en 2050”.

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