La Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció que pronto habrá subastas y esta es la última semana para alegar la modificación del Régimen Económico de Energías Renovables.

En este marco, Juan Virgilio Márquez, menciona que actualmente el sector cuenta con un indicador más poderoso que son los proyectos con autorización ambiental aprobada (22 GW), de los cuales 5,4 GW ya cuentan con permiso de construcción. 

No obstante, en entrevista con Energía Estratégica España, señala que “es una herramienta que debería estar siempre como por default porque, si no es así, distorsiona las estimaciones del mercado”. 

Es por ello que el CEO de la Asociación Empresarial Eólica comparte que este no solo se debe modificar para “no absorber las ineficiencias del mercado”, sino que debe cumplir el calendario que se establezca. 

Entre los principales cambios que proponen se destacan: la incorporación de criterios que protejan la industria europea frente a la asiática que “participa con prácticas anticompetitivas”; que se vele por incorporar determinado grado de gestionabilidad; que valore criterios que aporten eficiencia a la red e impacten positivamente en la comunidad. 

Asimismo, Márquez sostiene que se debe aprender de lo ocurrido en la última subasta realizada que dejó el cupo eólico de 1.800 MW casi desiertos (solo se adjudicaron 45,5 MW), con un precio (único relevado) de 42,78 €/MWh. 

En este sentido sostiene que es un precio de referencia bajo y que es prioritario reconocer el valor que aporten los proyectos al territorio y no el precio más bajo. Aún así, indica que para lograr mejores ofertas el plazo de los contratos debería acercarse a los 20 años. 

Luego del anuncio de la ministra Ribera de que volverán las subastas, el sector debate sobre si estas son necesarias o no, ¿cuál es su opinión al respecto?

Para nosotros siempre ha sido una herramienta que debería estar. Tenemos que saber que todos ganamos con una subasta y que tiene que ser un diseño adecuado, que se celebre y que vaya quien vaya. 

El hecho de que no haya un año y haya otro año y no sabemos cuánta potencia se va a sacar y con qué plazo, pues eso nos distorsiona mucho las estimaciones. 

O sea, esa herramienta debería estar siempre como por default. Siempre tiene que estar ahí una subasta anual con un diseño que todo el mundo conozca. 

El sector lo que quiere es que las subastas estén con un diseño diferente, diseñadas a valor y no a precio. 

Las últimas subastas que vimos no resultaron exitosas, sobre todo la del año 2022, que estaba planteada con precios fuera del mercado. 

El sector en su momento reaccionó dando una idea clara de que con esos precios tope los suministros no se podían plantear. Estamos en una época de una condición de inflación total de precios, de costes, materias primas… había mucho riesgo asociado.

Lo que ocurre es que, al final, la subasta sigue siendo una herramienta bien diseñada para seguir traccionando un desarrollo renovable y poder cumplir unos objetivos. 

Nosotros, a día de hoy, en el sector tenemos un indicador que es más poderoso que las subastas, que es básicamente el número de parques que se van desarrollando y que cuentan con permisos avanzados. 

Luego, para obtener la financiación, podrá o no ser una subasta, lo más importante es que el pipeline de proyectos eólicos que hay en España, a día de hoy, es de 22.000 MW que están con la autorización ambiental aprobada, de los cuales hay 5.400 MW tienen la autorización de construcción. 

Entonces, ya solo con eso, hay mucho proyecto que tendrá que hacer el cierre financiero lo antes posible y hay mucho proyecto que se podrá financiar seguramente con PPAs y dejar las subastas para aquellos promotores que no tienen esa capacidad o tienen otra serie de riesgos o no pueden tener la solvencia o la garantía para poder firmar un PPA en más condiciones. 

¿Cómo debería ser el diseño de esta subasta?

Primero que se subasten potencias acordes a lo que el Plan Nacional Integral de Energía y Clima dice para cada tecnología y a cómo va cada tecnología. 

Es decir: si la eólica va retrasada, a lo mejor necesita un cupo mayor, y, si la fotovoltaica va acelerada, a lo mejor no necesita tanto la subasta porque tiene otra serie de mecanismos o porque realmente va por delante del objetivo y a lo mejor el cupo tiene que ser menor. Eso ya lo tiene que decidir el Gobierno. 

Es crucial que esas subastas estén diseñadas para que no generen ineficiencias, que se adjudique un precio razonable, un precio que permita a los productores recuperar su inversión y dar la rentabilidad al proyecto, pero también para todos los consumidores. 

Lo que no puede ser es que unas subastas absorban ineficiencias, por ejemplo, por sobre instalación de renovables, generando un efecto de precios cero antes de que la demanda coja esa generación, que es lo que está pasando en España. 

Entonces las estimaciones de ingreso que tenían las generadoras en el corto plazo no se están dando y, por otro lado, los nuevos proyectos que tenían sus estimaciones y subvenciones financieras con las estimaciones de ingreso, seguramente muchos de ellos ya no valgan, porque los ingresos del mercado están siendo otros. 

Los precios no se corresponden con los futuros que se establecieron para 2024 hace algunos años.

Realmente lo que estamos viendo es un desequilibrio entre lo que es una tecnología y las otras tecnologías, cómo van las velocidades de instalación y, sobre todo, un desequilibrio con la demanda.

Lo más importante es que la demanda se recupere, que se establezcan las políticas de electrificación para que cumplan el plan nacional. 

Si eso es así, sería la solución a todo, las subastas seguramente serían mucho más eficientes.

Esto también refiere a que estamos empezando a ver de vertidos en algunos nudos. 

Por ejemplo, un proyecto que estimabas incorporar 1.900 horas y, al final, ingresas un 30% menos porque tienes un vertido en un nudo que está congestionado porque no hay demanda que lo cubra, pues hay energía que tú no puedes vender. 

Esto no puede volver a ocurrir porque terminamos pagando a unos productores de una tecnología que va a incorporar menos horas al sistema y le estamos pagando al precio de la subasta de 65 o 70 euros, por ejemplo, porque tiene que cubrir la mitad de las horas que no va a generar.

Entonces, entendemos que hay que diseñarlas con cuidado, con precios que sean razonables de mercado, que sean realistas. 

¿Cuál sería un precio realista? 

En el año 21, las subastas que fueron adjudicadas por 25,31 €/MWh y 28,6 €/MWh a 12 años. Pero el problema es que esa subasta no se puede entender como que es el precio de la energía porque no eran proyectos completos muchos de ellos. 

Aquí no se obligaba a que proyectos enteros se presentasen. Porque había algunas comunidades autónomas que tenían normativa propia y la que, históricamente, si tú tenías que adjudicarte en una subasta, podías tener una tramitación administrativa más rápida. 

Entonces, hubo promotores que, en algunos casos, decidieron partir sus proyectos, presentar parte de la subasta y parte a PPA; o irse a una subasta que tenía un precio de 18 euros y a rentar un proyecto hidráulico. 

La subasta del año 2022 tenía un techo de 42,78 €/MWh y solo se adjudicaron 45,5 MW de los 1.800 MW disponibles porque no es un precio realista. 

A partir de los 12 años, vas a estar totalmente expuesto a un mercado. Entonces, tú no sabes cómo evolucionas el mercado y el mercado es tendente a ser decreciente en el precio, ¿no? Entonces, cuanto más plazo tengas la subasta, menos costes.

El régimen retributivo existía en España y daba 20 años de cobertura. Estamos planteando acercarnos a la mayor cantidad de ellos posible.

¿Qué otros aspectos deberían tenerse en cuenta en una subasta a valor?

Desde el punto de vista industrial, las subastas tienen que tener una serie de condiciones como las precalificaciones suficientes.

La precalificación de actores, criterios de ciberseguridad, criterios de cumplimiento técnico de códigos de redes, criterios relativos a la capacidad para suministrar en plazo y la capacidad para suministrar con una excelencia tecnológica y con unos estándares que están de primera fila, así como la capacidad para poder certificar que tú garantizas esos estándares como fabricante. 

La más importante, desde el punto de vista industrial, es garantizar que la industria europea está en igualdad de condiciones para competir con los asiáticos.

Estos están entrando en el mercado europeo con descuentos enormes, muy por debajo de los precios razonables del mercado y con unas condiciones financieras que ninguna empresa de Europa las puede plantear por normativa de la UE. 

Temas de deferred payment de dos años, es decir, con unas carencias de pago enormes, eso en Europa no se puede hacer.

Ellos se financian con su agencia pública de apoyo a la internacionalización, con unas condiciones financieras tremendamente buenas, y esa rebaja, en muchos casos, incluso con otras estrategias de dumping. 

Desde la CNMC y los Gobiernos deben definir reglas que permitan equilibrar, que haya unos mecanismos de control, de seguimiento, de monetización, de investigación, si es necesario, de prácticas que desde nuestro punto de vista son anticompetitivas.

Entendemos que llevará más tiempo adjudicar las subastas porque ya no solo se ve el precio, sino el precio, la oferta técnica, que cumpla todo lo que tiene que cumplir y se analicen los documentos que den garantía de ello. 

Y desde el punto de vista de la demanda… ¿cree que debe participar directamente de estas subastas?

Nosotros no tenemos un posicionamiento a ese respecto. 

¿Considera que hibridar almacenamiento con eólica es una buena alternativa para aumentar la eficiencia de las plantas que participen de la subasta? 

Nosotros entendemos que las subastas tienen que velar por proporcionar energía que tenga un determinado grado de gestionabilidad, sí.

Pero la definición de esa capacidad de gestionabilidad es un reto. No es fácil definir qué es lo que se exige y cómo se valora y cómo se hace que un proyecto sea más ganador que otro.

Porque dependiendo del nudo en el que vaya, a lo mejor el que tiene más almacenamiento, ese almacenamiento no se consume.

Hay nudos donde realmente el almacenamiento no tiene sentido. Pero esa visibilidad no la tiene nadie. Porque es una visibilidad que se alimenta de dos factores. 

Primero, la capacidad de la red y segundo es la demanda. 

Hay situaciones donde las baterías, si no se ordena bien dónde tienen que ir, con qué dimensión tienen que ir, van a cargar una única vez el primer día y no van a poder verte nunca. 

Nudos donde estructuralmente sobra energía, la batería no se lleva a nada y el consumidor está pagando sobre costo de una batería en un sitio donde no es necesario. 

Nudos donde tú puedes arbitrar y puedes mover energía de un momento, de una hora a otra, o de un mes a otro, de una semana a otra, y que esa energía tiene cabida, porque hay consumo suficiente y con unos bajones razonables, ahí sí que tiene cabida.

El problema es que esa visibilidad, ese despliegue, no está claro. Entonces, en eso es en lo que tenemos que trabajar los sectores y el Gobierno, tanto desde el Ministerio como Red Eléctrica.

Eso requiere de un conocimiento de la red, de cómo avanza la demanda, cómo se opera en la red, cómo va a ser el vertido de las renovables que van a ir confeccionando los nudos y con todo eso tienes que tomar una decisión de si tú vas a poner una batería en tal sitio o en otro sitio.

Una vez que tengas esa decisión clara de que yo, con una batería en este sitio de esta potencia con estas horas de carga mes venta, mes negocio, voy a una subasta o voy a un mecanismo de apoyo al CAPEX para poder financiar la batería. 

Ese es el gran reto que tenemos. 

¿Cuándo cree que se realizará la subasta y cuál cree que debe ser el cupo para la eólica? 

Yo entiendo que esta próxima subasta se podría dar a finales de año para poder cambiar el diseño y para poder hacerlo con tranquilidad y bien. 

Lo que considero es que el cupo de la eólica debería ser mayor que el que ha sido en estos años, ya que tiene que recuperar el terreno que no ha ganado.

Para meter 29 GW en 5 años, son entre 4,5 y 5 GW al año, por lo que entre 2,5 y 5 GW es fenomenal y como mínimo, lo lógico sería 3 GW.