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Expertos y conocimiento
Subastas de renovables vs. Mercado mayorista de electricidad.
La subasta de renovables convocada por el gobierno para el próximo 19 de octubre pondrá sobre la mesa 3.300 megavatios eólicos y fotovoltaicos con un acelerado proceso de ejecución.
¿Contendrán las subastas las fluctuaciones de precios en el mercado? Ese es el objetivo de la nueva subasta de renovables que ha convocado el Gobierno para el próximo 19 de octubre, que pondrá sobre la mesa 3.300 megavatios eólicos y fotovoltaicos con unos plazos de ejecución notablemente acelerados, empujados por la coyuntura de escalada de precios de la electricidad en los últimos meses.
Las empresas que quieran presentarse a la subasta, tienen hasta el próximo 7 de octubre para presentar la documentación necesaria para la precalificación y calificación, siguiendo las directrices del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
El ministerio espera que la incorporación de los 3.300 MW al pool energético nacional logre reducir directamente el precio de la electricidad en el mercado mayorista, al desplazar la energía producida por centrales más caras y contaminantes y dejarla casi fuera de las necesidades diarias del país.
Para entender el procedimiento y el efecto que se pretende, es necesario entender cómo funciona el mercado mayorista y lo que le puede afectar la subasta ya realizada en enero de 2021, y la que va a tener lugar ahora.
Un mercado sensible... hacia arriba
En las subastas diarias (no confundir con las subastas de renovables) del precio de la energía, se estiman las cantidades de energía que se van a consumir al día siguiente y los productores se la venden a las distribuidoras. El precio a pagar se calculará en función de muchos factores como la previsión de demanda, las condiciones meteorológicas, etc. Como la energía tiene una demanda en tiempo real (no se almacena), es necesario prever el pico máximo de consumo que habrá durante el día y movilizar las centrales necesarias para cubrirlo con cierto margen, para así garantizar el suministro y la estabilidad del abastecimiento durante todo el día.
Por tanto, el precio de la electricidad se fija cada día y cada día es distinto. Y, por el sistema de fijación de precios de los países de la OCDE, en Europa todas las centrales que entran en la subasta cobrarán el mismo precio por la electricidad que produzcan, y este será el de la propuesta más cara. Eso implica que, cuanta más capacidad de abastecimiento barato haya, menos entrarán en las subastas diarias las centrales productoras más caras y el precio de la electricidad será más bajo para todos.
El problema de las subidas de los últimos meses, ha venido arrastrado sobre todo por el incremento del precio de los derechos de emisión de CO2, que este año ha pasado de unos 30 € por tonelada en enero a los 60 € de septiembre. Pero es que hace tan sólo 6 años, el precio de la tonelada de CO2 era de 8€. Este precio del CO2, hace que las centrales térmicas cobren muy cara su energía, mientras que las centrales nucleares y las plantas de renovables la cobren más barata. Por tanto, si en la subasta diaria hace falta que entre una central térmica, ella marcará el precio de toda la electricidad vendida ese día. Si, además, tenemos en cuenta que casi todas las térmicas utilizan el gas como combustible y el precio de este se ha incrementado también en los últimos tiempos... el precio de la electricidad acaba disparándose en el mercado mayorista.
Por eso, la próxima subasta de renovables pretende poner en el mercado de la energía nacional una considerable cantidad de MW de energía eléctrica, renovable y barata, que evite o reduzca considerablemente la entrada de la energía cara (de las térmicas) en las subastas diarias.
El colchón de las renovables
La subasta de renovables es completamente diferente de la subasta eléctrica diaria que ya hemos visto. En esta subasta, cualquier empresa se puede presentar para producir energía renovable, construyendo las infraestructuras necesarias de la tecnología que decida implementar (eólica, fotovoltaica...) y un sistema de almacenamiento propio para conservar la energía que producen.
Las empresas que concurren, por lo tanto, compiten entre ellas para lograr las adjudicaciones del Ministerio. En el caso de un hipotético empate entre empresas, el Ministerio optará por el tipo de energía más efectiva: la que produce más electricidad en menos tiempo. Las mejor posicionadas son la eólica y la fotovoltaica. Una vez lograda la concesión, las empresas deben cumplir con los plazos de producción si quieren mantener sus beneficios.
En el caso de esta próxima subasta de renovables, los plazos se han acelerado y extremado hasta el punto de que, de los 3.000 MW, 600 MW tendrán que estar operativos en un plazo máximo de 8 meses, antes del 30 de junio de 2022, para que el impacto a la baja en los precios de la electricidad en las subastas diarias se note antes del próximo verano. El resto de la energía fotovoltaica que se adjudique (la concedida a pequeños productores incluida) deberá conectarse a la red el 30 de abril de 2023 y las plantas de generación eólica, un año más tarde.
Respecto a los precios de la electricidad producida por estas nuevas plantas, sabemos que, por ejemplo, en la última subasta de renovables celebrada el 26 de enero de este año, se adjudicaron más de 3.000 MW de energía eólica y fotovoltaica a unos 25 € el MW/h. Un precio fijo (una retribución estable en un 95%) que se mantendrá en un plazo de entre 10 y 15 años, y que son precios notablemente inferiores a los que se manejan diariamente en el mercado mayorista de electricidad: en abril se alcanzaron los 80 € el MW/h, tres veces más que los 25 € fijados en enero. Ahora estamos superando los 200 €.
El gobierno realiza las adjudicaciones mediante una subasta inversa, en la que son los que presentan la oferta más barata los que la ganan. Estas pujas parecen destinadas a operadores medianos, dado que la subasta marca los 200 MW como el máximo sobre el que cada operador puede ofertar. Además, a estos operadores medianos les conviene disponer de unas previsiones de ingresos predecibles. Las grandes eléctricas, por el contrario, tienen la suficiente capacidad financiera para desarrollar grandes proyectos y acudir al mercado libre, mucho más fluctuante, para vender su energía.
Proyectos y más proyectos
Además de la reserva de 600 MW de disponibilidad acelerada, en la subasta se prevé adjudicar una reserva de 1.500 MW para energía eólica terrestre, una de 700 MW para energía fotovoltaica, otra reserva neutra de 200 MW y una última de 300 MW para sistemas solares distribuidos dirigidos a instalaciones fotovoltaicas de pequeño tamaño (de 5 MW o menos). En estas últimas, primando el arraigo local dado que en la adjudicación se valorará la distancia de la planta productora a la población más próxima (para minimizar pérdidas en transporte) y la participación de la población local en el proyecto: un 25% del capital social de la empresa adjudicataria deberá contar con al menos cuatro titulares cuyo domicilio fiscal esté situado a menos de 20 km de la planta de generación.
Además, durante lo que queda de 2021 se prevé que se celebren otros concursos de competencia para adjudicar un mínimo de 200 MW de energía solar termoeléctrica, unos 140 MW de plantas de biomasa y otros 20 MW para otras tecnologías alternativas.
El Gobierno pretende que el acelerón del sector renovable no se detenga y el calendario que maneja prevé sacar a subasta un mínimo de 20 gigavatios (GW) hasta 2025. De ellos, la fotovoltaica tomará una posición destacada con una reserva de 10 GW para los próximos 6 años, la eólica contará con unos 8,5 GW, la solar termoeléctrica dispondrá de 600 MW en adjudicaciones, la biomasa 380 MW y otras como biogás, hidráulica o mareomotriz dispondrán de unos 60 MW en total.
De hecho, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé que la generación de energía a partir de fuentes renovables en el año 2030 alcance una cuota del 74% de toda nuestra capacidad. Los números son apabullantes: se prevé alcanzar los 50 GW de energía eólica (a día de hoy estamos en 27 GW) y hasta 46 GW de energía solar (en 2021 estamos en los 14 GW). La eólica y la solar, añadida al resto de plantas de generación de energía, acabarían sumando hasta 161 GW de capacidad de producción. Para hacernos una idea de la magnitud, el pico de demanda histórica de energía eléctrica en España se logró en 2007 con 45 MW hora.
Las energías renovables tienen una característica que explica la necesidad de este sobredimensionamiento de la capacidad de generación: la variabilidad atmosférica que les afecta de manera decisiva. Para prever momentos de poco viento y poco sol, es necesario cubrirse con mucha más capacidad generadora y que raramente se llegará a utilizar en su totalidad. El PNIEC estima que, hasta 2030, se llevarán a cabo unas inversiones por valor de 241.000 millones de euros, de los cuales el 80% recaerán en la industria privada.
Hay para todos: grandes y pequeñas
Las grandes empresas del sector eléctrico (Endesa, Iberdrola, Naturgy, Capital Energy, EDP Renovable y Acciona) fueron las que lograron las concesiones del grueso de los megavatios repartidos en la subasta de renovables de enero. Sin embargo, más de 80 empresas acudieron a las pujas y las adjudicaciones alcanzaron hasta 32 empresas.
Así pues, las pequeñas empresas tienen cabida, sobre todo en el ámbito fotovoltaico, dado que permite plantas de menor tamaño y una inversión inicial notablemente menor.
En conclusión, el camino parece claro y despejado: la promoción de las energías renovables continuará en el futuro. Las subastas de renovables parecen el arma elegida por el gobierno para contrarrestar la incontrolable escalada de precios del mercado mayorista en los últimos tiempos, y la apuesta por la diversificación del sector y la apertura a nuevos operadores de todo tipo va a continuar en los próximos tiempos.
