En busca de la subasta renovable perfecta | Compañías

Obligar a los promotores a competir por precio, las subastas se han popularizado en todo el mundo como el modo más eficiente de atraer inversiones en sol y viento. El número de países que han adoptado este sistema ha pasado de apenas 6 en 2005 a al menos 67 en la primera mitad de 2016, según Irena, la agencia internacional de las energías renovables.

España no ha sido ajena a esta tendencia: en el último año y medio ha celebrado tres, en las que ha adjudicado un total de 8.700 MW. Pero las empresas han criticado los parámetros utilizados para elegir a los ganadores y la falta de garantías a la rentabilidad de los proyectos.

Las críticas invitan a fijarse en los modelos adoptados por otros países, principalmente el de Alemania y, en América Latina, los de Argentina, México y Chile. La comparación con cualquiera de estos deja al español como una rareza en el contexto internacional: en lugar de premiar al que ofrece producir más al menor precio, como hacen la mayoría de Estados, aquí se incentiva al que promete construir el parque más barato, sin importar la cantidad de energía que vaya a generar después.

En Alemania, país de referencia, se sabe con antelación cuándo y cuánto se licitará, lo que favorece la preparación de los proyectos

“Es un contrasentido, porque lo que queremos es generar la mayor cantidad posible de energía limpia, no llenarnos de plantas”, dice Heikki Willstedt, director de políticas energéticas y cambio climático de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), destaca el caso de Chile, donde, al revés que en España, las ayudas se conceden en función de la energía producida y no de la potencia instalada. “Es mejor hacerlo al modo chileno, porque el producto que la empresa se compromete a vender en una subasta y por el cual recibirá la retribución es la energía. De esta forma, además, es más sencillo valorar el estado de cumplimiento de los objetivos de generación renovable”, explica.

Por el contrario, “si el incentivo se basa en la potencia instalada, como pasa en nuestro país, esa planta cobrará una cantidad concreta por cada megavatio que consiga en la subasta y termine construyendo, independientemente de que después esa instalación genere más o menos energía”, precisa.

Otro aspecto interesante en los casos de Chile y Alemania es que sus sistemas se basan en el principio del pay-as-bid (pagar según la oferta), por el cual los ganadores del concurso reciben el incentivo que han ofertado. Si, por ejemplo, la subvención que un postor ha pedido por MWh producido es de 50 euros y entra dentro del cupo de potencia licitada, recibirá esos 50. Si lo que ha pedido es 52, recibirá 52, y así todos y cada uno de los adjudicatarios.

En España, en cambio, la última oferta en casar con los requisitos de las bases marca el precio que cobrarán todos los ganadores, incluso si esta es cero, como ha pasado en las subastas realizadas. Cuando esto ocurre, el Estado se libra de pagar el subsidio, pero entre los adjudicatarios pueden entrar especuladores, lo que no garantiza que las plantas se vayan a instalar.

A esta anomalía se suma el que los postores deben elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo y no emplazamientos reales, y que la rentabilidad que la ley garantiza a los proyectos es revisable cada seis años, plazo que se cumplirá a finales de 2019. “Debido a que estos proyectos requieren grandes volúmenes de inversión, que tardan en recuperarse, es necesario que exista seguridad en la retribución”, comentan fuentes de Cox Energy, que hace un año ganó un contrato en Chile a 20 años por 264 GWh anuales.

Mientras el Gobierno español se decide a perfeccionar (o no) su modelo de subasta, las empresas españolas siguen buscando oportunidades en el exterior. Estas no van a faltar. En la UE entró en vigor a comienzos de año una normativa que exige a sus socios asignar los incentivos al sector por medio de concursos, abandonando el sistema de primas.

En busca de la subasta renovable perfecta

Antes de lanzar las licitaciones, los Estados deben presentar a la ComisiónEuropea la norma que regulará sus convocatorias, a fin de que la Dirección General de Competencia verifique que no generarán distorsiones en el mercado. De momento, Bruselas ha aprobado ya los sistemas de Alemania, Francia y Dinamarca, y es previsible que España reciba una llamada de atención por haber celebrado tres subastas sin contar antes con el visto bueno de la Comisión.

Willstedt, de la asociación eólica, señala que, comparados con el español, los tres sistemas aprobados son más simples, menos inestables en cuanto a la rentabilidad garantizada y permiten la organización de subastas diferenciadas por tecnologías, es decir, que se convocan para un solo tipo de energía (solar, eólica, biomasa…), de manera que compitan de igual a igual.

El esquema nacional, en cambio, defiende la neutralidad tecnológica, es decir, que en una misma subasta pueden pujar empresas especializadas en diferentes fuentes. “Los modelos diferenciados son más convenientes en términos de planificación, ya que te permiten analizar de qué recurso dispones y cuánta potencia necesitas realmente”, sostiene Willstedt. “Ahora se subastan 3.000 MW de lo que sea para instalar donde sea, sin saber si la red está en condiciones de absorber y transportar esa cantidad o si toda ella es necesaria”, subraya.

Alternativa de libre mercado

Qué son. En países como EE UU, un sistema alternativo a las subastas son los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés), que se firman entre un generador y un cliente final. En ellos, las dos partes acuerdan un precio. Así, “las empresas pueden comprar energía a un precio atractivo y estable, lo que les permite planificar sus costes energéticos a medio y largo plazo, y los productores tienen sus ingresos garantizados”, explica José Donoso, de Unef.

Primer caso. En España, EDP Renovables y Calidad Pascual firmaron en julio pasado el primer acuerdo de estas características. El contrato garantiza al grupo de alimentación el suministro de energía limpia a un precio fijo durante cinco años. “El sistema ideal es aquel que proporciona visibilidad y certidumbre a largo plazo”, afirma João Manso Neto, consejero delegado de EDP Renovables, que hace poco se adjudicó también (bajo otra modalidad) 950 MW de eólica marina en Reino Unido.

En Alemania, además, el plan contempla tres subastas de eólica terrestre este año (de las que ya se han celebrado dos), cuatro en 2018 y tres a partir de 2019. En total, se licitarán 2.800 MW al año hasta 2019 y 2.900 a partir de 2020. Este nivel de detalle permite a los inversores preparar con anticipación sus proyectos.

En América Latina, México celebrará en noviembre su tercera subasta desde que adoptó esta modalidad el año pasado, y Brasil ha convocado otra para diciembre. Argentina, por su parte, acaba de lanzar la Ronda 2.0 del programa RenovAr, que sacará a concurso 1.200 MW.

RenovAr es un plan con el que Argentina pretende elevar de manera gradual la participación de las fuentes limpias en su matriz energética, del actual 2% al 20% en 2025. El programa busca también promover la industria nacional. Por eso, favorece con incentivos fiscales y préstamos blandos a los promotores que compren parte de los componentes de los parques a proveedores locales.

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El mensaje de la eólica al Gobierno: subastas sí, pero con garantías | Compañías

El sector eólico encara la próxima subasta de renovables, que se realizará el 26 de julio, con poco entusiasmo, a pesar de haber arrasado en las dos primeras. Los promotores de parques no están conformes con el diseño de la licitación y dudan de que los megavatios adjudicados se vayan a instalar en tiempo y forma. Las compañías expresaron sus reparos durante el III Congreso Eólico Español celebrado el 20 y 21 de junio en Madrid.

“Ganar una subasta es muy fácil, pero es distinto a vender energía renovable durante 20 años”, expuso Rafael Mateo, principal ejecutivo de Acciona Energía, durante la mesa redonda dedicada a los desarrolladores de parques. “En diferentes mercados hemos visto actores que ganan los concursos y ni siquiera tienen la intención de empezar el proyecto, mucho menos terminarlo y operarlo, solo tratan de tomar posiciones especulativas. Por tanto, subastas sí, pero bien hechas”, remarcó.

España está subastando potencia renovable con incentivo para facilitar la transición de su economía hacia un modelo menos dependiente de los combustibles fósiles y cumplir los objetivos ambientales de la UE. Entre las dos que ha realizado hasta ahora lleva adjudicados 3.700 MW que, de cumplirse los plazos acordados, deberían de estar vertiéndose a la red a finales de 2019.

El 26 de julio se sacarán a concurso otros 3.000 MW, que deberán estar disponibles en el mismo plazo. Según los cálculos del Gobierno, la puesta en marcha de estos proyectos acercaría el consumo total de energía procedente de fuentes limpias al 20% al que España se ha comprometido con la UE en 2020. En 2015, último año del que se disponen estadísticas de Eurostat, esta cuota se situaba en el 16%.

Aunque el sistema de subasta se está popularizando en todo el mundo (al menos 67 países organizaron procesos de este tipo en la primera mitad de 2016, según los últimos datos de Irena, la agencia internacional de las energías renovables), el modelo usado por España presenta una serie de particularidades que no son del agrado de los operadores de parques.

El sector se queja de la complejidad del mecanismo español y su falta de garantías. A diferencia de la mayoría de países, donde la potencia se adjudica al postor que pide la subvención más baja por MWh producido, en España se concede al que pide el menor incentivo a la inversión (no gana el que ofrece producir más al menor precio, sino el que promete construir el parque más barato).

Además, en lugar de exigir ofertas para emplazamientos específicos –por ejemplo, un parque en una zona de Andalucía donde el viento alcanza una velocidad media de 6,76 metros por segundo durante 2.200 horas al año–, las bases obligan a los licitadores a elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo cuyos parámetros (inversión, horas de funcionamiento, costes de operación y mantenimiento, etc.) define el Gobierno y puede modificar cada tres años.

“No competimos por proyectos reales, sino por proyectos sintéticos. Es un sistema supercomplejo que no existe en ninguna otra parte del mundo”, afirmó Juan Virgilio Márquez, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), organizadora del congreso.

Las cifras

23.000 MW de potencia eólica hay instalados en España. Con esta capacidad, el sector del viento cubrió el 19% de la demanda total de energía en 2016. La AEE propone aumentar esta potencia en 15.000 MW más hasta 2030.

3.700 MW se han adjudicado en las dos primeras subastas. A estos se sumarán otros 3.000 MW que se licitarán el 26 de julio. El volumen contrasta con los apenas 65 MW eólicos que se instalaron en los últimos tres años debido a la moratoria al cobro de primas.

Pero eso no es lo peor. A esa planta genérica, el Estado garantiza una rentabilidad del 7,5% para todo el periodo de vida útil de las turbinas (entre 20 y 25 años). El problema es que esta tasa depende de una fórmula (bono del Tesoro español a 10 años más 300 puntos básicos) revisable cada seis años, plazo que se cumplirá en diciembre de 2019, cuando el Gobierno tendría la intención de rebajarlo a la mitad.

“Si estamos compitiendo por un incentivo o una estabilidad a largo plazo, es importante que esta no se modifique a mitad de la partida”, señaló en la mesa redonda Xabier Viteri, director de renovables de Iberdrola. En ese sentido, precisó que el mejor modelo de subasta es aquel que reparte los riesgos, de tal forma que la empresa asuma los que sabe gestionar y se le aísle de aquellos que no son propios del negocio, como la inflación o los regulatorios.

Las promotoras de parques critican también que en España no se seleccione a las empresas que pueden presentar ofertas. “No cualquiera puede participar. Si realmente queremos que los proyectos se ejecuten en el periodo establecido, hay que calificar al que participa, técnica y financieramente”, apuntó Viteri.

A todo esto se suma el hecho de que el sistema es marginalista, es decir, que una vez cubierto el cupo de potencia licitada, la última oferta en casar con los requerimientos técnicos de las bases es la que marca el precio para todas las adjudicatarias. Los expertos mantienen que esto da pie a tácticas especulativas y resultados sorprendentes como los de la subasta anterior.

En ella, Forestalia, una firma zaragozana de la familia Samper, dueña de un importante grupo cárnico pero desconocida en el sector, ganó la mayoría de megavatios subastados (300 de 700 MW en enero de 2016 y 1.200 de 3.000 en mayo pasado), renunciando al 100% de las primas, lo que dejó en cero el incentivo para todas las demás ganadoras, entre las que en mayo se encontraban Enel Green Power, Gamesa y Gas Natural Fenosa.

General Electric
Instalación de una turbina eólica de General Electric en Holanda. La empresa suministrará los aerogeneradores a Forestalia, la principal ganadora de las dos subastas realizadas hasta ahora en España. GE

El Gobierno ha atribuido el resultado a la competitividad alcanzada por las renovables, lo que ahora les permite operar sin necesidad de ayudas, pero los detractores del sistema argumentan que estas aún son necesarias; de lo contrario, no tendría sentido pujar por un incentivo: bastaría con solicitar una conexión a Red Eléctrica y vender a precio de mercado.

Al margen de las deficiencias técnicas, las empresas reclaman celeridad en la tramitación de las licencias, ya que las autonomías tardan una media de siete años en autorizar el funcionamiento de un parque y en algunos casos hasta 10. Igualmente, piden la publicación de un calendario de subastas que les permita preparar con tiempo las ofertas y conseguir la financiación.

En cuanto a países en los que España debería fijarse como modelo de concurso, Márquez destacó Argentina, “referencia por la simplicidad de su subasta, que establece una tarifa fija para todo el periodo regulatorio, y por su planificación”. Y añadió que Alemania es otro ejemplo por su esquema de subastas diferenciadas por tecnologías. “Lo importante”, insistió, “es que sean sencillas, primen el proyecto que produzca más al menor precio y den visibilidad y perspectiva a los inversores”.

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