Portugal mantiene activa su política de subastas como herramienta clave para ordenar el crecimiento de la generación renovable. A diferencia de otros modelos centrados en incentivos de precio o capacidad, las licitaciones portuguesas han ofrecido a los desarrolladores una ventaja crítica: el acceso a red, condición indispensable para avanzar con proyectos de gran escala.

“Históricamente, la forma más directa de las renovables para asegurarlo ha sido mediante subastas emitidas por el Gobierno”, explica Guillermo Burillo, Senior Associate de Aurora Energy Research, en diálogo con Energía Estratégica España. 

Esta dinámica ha permitido que desarrolladores participen con ofertas incluso por debajo de los costos de generación, priorizando el punto de conexión como activo estratégico.

Una muestra clara de esta lógica fueron las subastas solares de 2021, donde se alcanzaron precios mínimos históricos para Europa: 11,14 EUR/MWh en el proyecto Solara4 (Finerge). “El precio subastado se aplica solo durante los primeros 15 años, lo que permite rentabilizar el proyecto en el resto de su vida útil”, aclara Burillo.

El modelo portugués ha evolucionado para incorporar componentes tecnológicos adicionales. La subasta híbrida de 2022, que combinó eólica y solar, adjudicó 270 MW en siete lotes, con precios superiores a los de la solar pura debido a su complejidad técnica. EDPR se adjudicó 83 MW con un precio de 32,50 EUR/MWh en el parque Hybrid Alentejo.

Más recientemente, la subasta de marzo de 2024 introdujo almacenamiento con baterías como parte integral de los proyectos solares. Fueron adjudicadas iniciativas como Neoenergia (50 MW), Voltalia (30 MW) y EDP (70 MW), con precios estimados en torno a los 45–50 EUR/MWh. 

Según Burillo, “el almacenamiento se perfila como un elemento clave para mitigar la canibalización de precios”, aunque advierte que las condiciones actuales limitan su rendimiento económico. “Exigen que al menos el 75% de la energía provenga del activo hibridado, lo que puede reducir hasta en un 40% los ingresos respecto al escenario sin restricciones”, señala.

Portugal también ha avanzado con licitaciones enfocadas en nuevas cadenas de valor, como la del hidrógeno verde en 2023, que adjudicó 550 MW en electrolizadores a proyectos como GreenH2Atlantic (100 MW, consorcio EDP, Galp, Bondalti) y Sines Green Hydrogen Valley (62 MW, Fusion Fuel).

En el corto plazo, atención del sector está centrada en la subasta de eólica marina flotante, prevista para Viana do Castelo, con una potencia objetivo de 1.500 MW. Este será el primer concurso de offshore en Portugal.

Por fuera de esta convocatoria, no se esperan nuevas subastas durante 2025, lo que refuerza el carácter estratégico de esta licitación y la atención del sector en su desarrollo.

Pese a estos avances, la rentabilidad sigue siendo un desafío. Aurora señala que la fotovoltaica experimenta una fuerte canibalización horaria, con precios capturados de 44 EUR/MWh en 2024. 

Frente a ello, muchos desarrolladores recurren a contratos bilaterales de compraventa de energía (PPAs). “Portugal ofrece mejores condiciones que España por menor saturación del mercado”, detalla Burillo.

Además de los PPAs, los desarrolladores exploran ingresos complementarios en mercados de servicios de ajuste. Si bien los volúmenes actuales son bajos, representan una vía emergente para monetizar activos como baterías o sistemas híbridos.

En este contexto, las subastas en Portugal no deben interpretarse solo como mecanismos de retribución, sino como una pieza de una estrategia más amplia, donde el acceso a red, la combinación de ingresos y la integración tecnológica son claves para la viabilidad de largo plazo.

“El país ha desarrollado un modelo que combina señales competitivas de precio con objetivos estructurales para su sistema eléctrico”, concluye Burillo.