La Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció este martes en el Pleno del Senado que «en breve» se reactivarán los mecanismos de subastas con «lo aprendido», luego de que la última convocatoria de noviembre del 2022 haya quedado casi desierta. 

En 2023 no se logró dar continuidad al calendario de subastas previsto en 2020, por lo que 9.855 MW renovables aún están pendientes de ser adjudicados por licitación, sumando la potencia que debiera ponerse en juego este año, lo adeudado de la temporada pasada y lo no adjudicado del 2022.

Según declara José Donoso, Director General de UNEF, la capacidad de la licitación “deberá estar en línea con la contundencia de las cifras que se pretenden en el nuevo PNIEC (57 GW en suelo)”, y sugiere tomar como referencia un porcentaje de los GW en tramitación ambiental con DIAs positivos.

Actualmente, en la plataforma de tramitación del MITECO, existen más de 47 GW de potencia con su Declaración de Impacto Ambiental Positiva, de los cuales 12 GW son eólicos y 35 GW son fotovoltaicos. 5,6 GW eólicos y 27,3 GW solares ya cuentan con su Autorización Administrativa Previa. 

“Si estamos hablando que queremos 6 GW al año en solar, por lo menos para esta tecnología se deberían subastar anualmente entre 3 y 4 GW”, afirma la autoridad de UNEF.

El nuevo diseño de subastas

Ribera expresó la voluntad del gobierno de mantener el ritmo de adjudicación de las subastas anteriores, asegurando el almacenamiento y el despliegue de redes necesarias. 

Por el momento existe un borrador de subasta que aún se está validando internamente en el Ministerio Para la Transición Ecológica y tal como lo manifestó Ribera allí se está teniendo en cuenta “lo aprendido en el último tiempo”, que incluye aspectos como la innovación, la industria auxiliar, la capacidad profesional y financiera, y el transporte de la electricidad. 

Rumores dicen que este borrador se hará público a finales de este mes y que la subasta tendrá lugar, como ya es tradición, en los meses de octubre o noviembre. 

¿Qué tendrá este diseño? Entre muchas cuestiones, el precio de las garantías. Actualmente tienen un valor de 40 €/kW instalado pero en diálogo con Energía Estratégica España, el especialista en avales Jon Belda Sánchez advierte que esta cifra puede aumentar a unos 100 €/kW para “garantizar la solvencia de los proyectos”. 

Algunos referentes del sector consideran que será “crucial” la obligación de plantas híbridas con almacenamiento, aunque todavía existen algunos grises normativos para esta tecnología y será compleja su incorporación. 

“Es posible que se incluya este tipo de plantas híbridas pero, para esta primera subasta, creo que será un porcentaje muy bajo y en determinadas zonas”, opina Belda Sánchez. 

Por su parte, Carlos Martín Graña, Responsable de Operaciones en ENERJOIN, coincide en que sería muy atractivo que haya una obligación del 20% de almacenamiento para plantas fotovoltaicas y que, aunque es difícil de definir con exactitud hoy, en este caso, se podría establecer un precio de techo de entre 30 y 40 €/MWh. 

“Yo creo que si es sin almacenamiento va a ser muy complicado, salvo que los precios sean altos, que haya un apetito por ir a la subasta”, afirma el consultor y analiza que de ser solo solar se podría ver un precio de 15 €/MWh, a un plazo de 15 años.

Graña llega a esta cifra teniendo en cuenta el bajo crecimiento que demuestra la demanda en horas de producción solar con respecto a la cantidad de oferta. 

“Hoy la demanda es en torno a 35/40 GW, mientras que hay unos 30 GW solares instalados, incluyendo al autoconsumo, y vienen en camino 30 GW más en los próximos años que están en tramitación. Vamos a tener sobregeneracion brutal salvo que cambie mucho la demanda”. 

Sin embargo, desde el sector de la generación fotovoltaica consideran a este precio muy por debajo de los valores que esperan ver como precio tope de subasta. 

Algunos referentes opinan que solo con los precios actuales de pool, que rondarán entre los 25 y 30 €/MWh, las subastas podrán ser exitosas, pero también estarán condicionando el precio futuro de la energía. 

En cuanto a los plazos, Donoso subraya: “Hay que eliminar la incertidumbre del mercado para conseguir beneficios” y describe que “como mínimo” el período cubierto por la subasta que sea superior al de domesticación de la planta para que el banco la financie.

“Si se quiere más barata la subasta, lo ideal es que esta sea a 20 años”, enfatiza. 

Condiciones no económicas

Por su parte, la Ministra para la Transición Ecológica, subrayó el compromiso del gobierno con la excelencia ambiental y social en las subastas futuras, destacando el proceso de escucha junto con los actores del territorio y la industria para determinar las condiciones que se incorporarán al nuevo sistema de subastas.

Desde el último 28 de diciembre, tras la publicación del RDL 8/2023, se conoce que existirá un máximo del 30% del puntaje de los proyectos que corresponden a criterios no económicos de la ejecución de los proyectos. 

Estos permiten la valorización de factores como el impacto socioeconómico, el respeto por el medioambiente, el uso de tecnología europea, entre otros. 

Desde la Unión Española Fotovoltaica se sumaron a los pedidos de ANPIER que reclaman una subasta propia para las pequeñas plantas, menores a 10 MW que permita establecer nuevos criterios que quiten barreras para el desarrollo de estos actores.

Esto será clave si se sigue con la línea de las principales manifestaciones de interés expuestas en las jornadas de escucha de Renovables y Territorio, en donde una y otra vez se menciona la necesidad de incentivar el autoconsumo y plantas más pequeñas que se asimilen mejor al ambiente con un mejor impacto regional. 

Asimismo, en el documento que le presentaron al Gobierno en donde proponen medidas anti-especulación y anti-monopolio para las subastas de renovables, destacando la necesidad de que los proyectos presentados cuenten con una tramitación avanzada y no permitir que ningún participante acapare más del 30% de la cantidad subastada.

“Es importante para el regreso de las subastas que el foco no esté puesto en el precio más bajo, sino en el mejor proyecto, con mejor impacto,  ubicado en nodo con alta demanda y el más soluble”, sugiere Graña. 

En este sentido destaca que es importante acercar más renovables a puntos de consumo como pueden ser Cataluña, Asturias, Galicia, donde hay mayor consumo industrial y se puede ir sustituyendo centrales térmicas.