El sector de renovables está a la espera de una nueva subasta. Hace dos meses la Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció que «en breve» se reactivarían los mecanismos de subastas con «lo aprendido», luego de que la última convocatoria de noviembre del 2022 haya quedado casi desierta. Lo que genera expectativas en el sector sobre cuándo se lanzará y cuál será el diseño de la misma.
En entrevista con este medio Antonio Hernández, Associate Partner de la agencia de consultoría EY , señala que el diseño actual del Régimen Económico de Energías Renovables (REER) “reduce los incentivos de los generadores a celebrar contratos a plazo y por tanto reduce la liquidez de éste”.
Además, advierte que “el riesgo de precio derivado de la liquidación del CfD se traslada a los consumidores y a las comercializadoras”. Por lo que propone dos alternativas para hacerle frente a esta problemática: realizar subastas secundarias para revertir al mercado la energía del REER e indexar las subastas a referencias de precio de los mercados a largo plazo.
Periodista: ¿Para cuándo se espera la subasta de renovables y qué expectativas hay al respecto?
Hernández: En principio no parece que haya fecha fija, aunque, según el calendario previsto en la Orden Ministerial de 2020, anterior a la revisión del PNIEC, en 2024 se subastarían 1500 MW de eólica y 1800 MW de solar fotovoltaica.
El nuevo PNIEC contempla alcanzar el 81% del mix procedente de fuentes renovables, lo que implicaría incorporar una media de unos 11GW anuales de potencia solar y eólica. En este contexto de elevada integración de plantas renovables intermitentes resulta esencial tomar medidas para evitar vertidos y una evolución negativa de los precios que desaliente la inversión. Entre ellas, fomentar la electrificación y atraer nueva industria, promover la contratación a plazo de energía y los PPAs, así como el almacenamiento de electricidad con algún mecanismo de capacidad que garantice su viabilidad económica.
También debería ponerse en marcha, en línea con la reforma del mercado eléctrico de la UE, la anticipación de las inversiones en redes para poder satisfacer la nueva demanda. Sería una pena que, por no invertir en redes perdiésemos la oportunidad como país de atraer industrias extranjeras atraídas por nuestra ventaja competitiva en fuentes renovables y menores precios relativos de la electricidad. Una mayor demanda permitiría repartir entre más agentes los peajes, de modo que las nuevas inversiones en redes no tendrían por que traducirse en mayores costes para los consumidores.
Periodista: ¿Qué se espera del nuevo esquema de subastas renovables?
Hernández: La expectativa es que la subastas recoja las recomendaciones que presentó la Comisión sobre el diseño de las mismas, incluyendo criterios distintos del precio, así como las consideraciones presentadas por los distintos stakeholders en la Consulta pública.
Tal como se menciona en la Consulta Pública, el Reglamento Net Zero Industry Act (NZIA) de la CE, ya recoge algunos de estos criterios como la capacidad de los promotores de ejecutar los proyectos y criterios no económicos, siempre que sean objetivos, transparentes, medibles y no discriminatorios.
Periodista: ¿Cómo debería ser el diseño de esta subasta?
Hernández: La revisión de la regulación de las subastas REER deberá tener en cuenta los criterios de diseño de los contratos por diferencias ( CfDs) contemplados en el acuerdo europeo de reforma del mercado eléctrico de la UE.
El diseño actual del REER reduce los incentivos de los generadores acogidos al REER a celebrar contratos a plazo y por tanto reduce la liquidez éste. Además, el riesgo de precio derivado de la liquidación del CfD se traslada a los consumidores y a las comercializadoras. En consecuencia, cabría analizar en detalle dos alternativas para evitar esta problemática: realizar subastas secundarias que permitan revertir al mercado (demanda interesada) la energía del REER o indexar las subastas a referencias de precio de los mercados a plazo en lugar del precio del mercado diario.
Periodista: ¿Qué cupos debería tener cada tecnología?
Hernández: El papel de estas subastas es relevante especialmente en tecnologías menos maduras, como la eólica flotante, por lo que habrá que considerar el objetivo previsto en el borrador del PNIEC: alcanzar 3GW en 2030.
Periodista: ¿Cuáles serían precios realistas?
Hernández: Habrá que ver cómo evolucionan los costes de las tecnologías y los tipos de interés, así como las previsiones que haya en el momento de celebrar las subastas.
Periodista:¿Qué aspectos deberían tenerse en cuenta?
Hernández: En las recomendaciones de la CE se señala que los criterios no económicos podrían considerar factores como la calidad, la capacidad de ejecutar los proyectos a tiempo, la conducta empresarial responsable, la ciberseguridad y la seguridad de los datos, la contribución a la resiliencia, la sostenibilidad medioambiental o la innovación.
Periodista: ¿Qué opiniones tienen al respecto de los criterios no económicos?
Hernández: Los criterios de precalificación y los criterios no económicos que se propongan deberían estar alineados con lo recogido en el Net Zero Industry Act (NZIA) de la Comisión Europea, tal como señalé anteriormente.
Periodista: ¿Consideran que hibridar almacenamiento con eólica y fotovoltaica es una buena alternativa para aumentar la eficiencia de las plantas que participen de la subasta?
Hernández: La hibridación es importante para mejorar la eficiencia de las plantas, pero, para evitar vertidos y una evolución de los precios que desaliente la inversión en un entorno de alta penetración de renovables, resulta esencial promover la demanda y una mayor electrificación, así como permitir la participación en las subastas REER de proyectos que reserven parte de su producción para un PPA.
Por otra parte, resulta clave promover el almacenamiento mediante el mercado de capacidad, por lo que debería evitarse que en las subastas se obligue a las instalaciones fotovoltaicas incluir almacenamiento.
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