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La subasta eléctrica y la industria naciente
Contar en 2021 con una cartera de proyectos por casi la quinta parte del objetivo previsto para la década indica que avanzamos en dirección correcta
La semana pasada, se celebró la primera subasta de energía renovable bajo el nuevo sistema aprobado por el actual Gobierno. Los participantes se comprometen a poner a disposición del sistema eléctrico una determinada cantidad de energía, procedente de una instalación renovable concreta, a un precio que ellos mismos determinan. La planta de generación debe ser de nueva construcción y entrar en funcionamiento antes de 2024. A los ganadores de la subasta, el Gobierno les garantiza la percepción del precio ofertado durante 12 años. En el marco de la nueva regulación, el Gobierno ha aprobado un calendario tentativo de subastas hasta 2025. En esta primera convocatoria, se solicitaban ofertas por un volumen de hasta 3.000 megavatios (MW).
El resultado de la subasta ha sido un éxito. Se han presentado ofertas por un total de 9.700 MW, más de tres veces por encima de lo solicitado. El Plan Integrado de Energía y Clima presentado a Bruselas prevé la construcción de unos 50.000 MW eólicos y fotovoltaicos antes de 2030. Contar en 2021 con una cartera de proyectos por casi la quinta parte del objetivo previsto para la década indica que avanzamos en la dirección correcta.
El gran éxito de la subasta han sido los precios. Se han adjudicado 3.034 MW, de los que 2.036 han sido de tecnología solar fotovoltaica a un precio medio de 24,47 euros por MWh. Se han adjudicado también 998 MW eólicos cuyo precio medio ha sido de 25,31 euros por MWh. En el cuadro siguiente, se comparan estos precios con los del mercado diario de los últimos años y con algunas previsiones disponibles.
(1) El precio percibido por la solar fotovoltaica y la eólica se sitúa ligeramente por encima del precio de mercado. En el futuro, está previsto que la fotovoltaica se sitúe con claridad por debajo y la eólica ligeramente por encima.
(2) Corresponde a 2020 con la demanda afectada por el covid.
(3) Fuente: Energy Information Administration. Tipo de cambio: 1,2 US$/euro.
(4) Fuente: Agencia Internacional de la Energía. Escenario Desarrollo Sostenible. Tipo de cambio: 1,2 US$/euro.
Los precios de la subasta son inferiores a los de años pasados y a las previsiones disponibles. Una de las razones es la situación de los mercados financieros. Las políticas expansivas de los bancos centrales han generado exceso de liquidez disponible y la lógica reducción de tipos de interés. En su previsión anual publicada en 2020, la Agencia Internacional de la Energía indica que para proyectos fotovoltaicos que cuentan con una cierta garantía para sus ingresos, como es el caso de los proyectos ganadores de la subasta, los bancos financian entre el 75 y el 85% de la inversión a un coste que puede estar en torno al 3,5-4%. Con esta estructura financiera y los actuales costes de instalación, el precio medio al que se ha adjudicado la subasta permite obtener un retorno al capital propio efectivamente invertido que se situaría cerca del 8-9%, más que suficiente para cualquier ahorrador de corte conservador, incluso descontando las comisiones varias de fondos de inversión y banqueros privados.
Los 6.700 MW de proyectos que no han resultado adjudicatarios de la subasta pueden paralizar su construcción hasta una próxima subasta, construirlos como proyectos 'merchant', cuyos ingresos serán los que determine el mercado, o construirlos y tratar de suscribir un contrato bilateral con algún consumidor interesado en garantizar que su consumo eléctrico es de origen renovable. Esta última posibilidad tiene un notable recorrido. Puede haber numerosas empresas interesadas en suscribir un contrato de compra de electricidad de origen renovable por un plazo entre cinco y 10 años a un precio entre 30 y 35 euros por MWh, precio muy inferior a los precios del mercado diario de la última década y a las estimaciones futuras, en un mercado en el que el gas puede propiciar, como hemos visto en enero, alzas notables, aunque relativamente puntuales. La dinamización del mercado bilateral puede ser uno de los efectos colaterales de la subasta.
La subasta ha sido un éxito gracias a la situación de los mercados financieros, pero, sobre todo, gracias a que las tecnologías fotovoltaica y eólica son tecnologías maduras, cuyos costes unitarios han descendido según se ha ido extendiendo su uso. Ambas son hoy las maneras más baratas de generar electricidad. En el cuadro siguiente, se observa cómo el coste de inversión unitario de la energía solar fotovoltaica ha descendido según ha ido aumentando la capacidad instalada.
Esta evolución de costes se esgrime para concluir la conveniencia de que los poderes públicos apoyen tecnologías emergentes cuya implantación es necesaria por su contribución a la reducción de emisiones. Con la disponibilidad de los fondos europeos y la necesidad de alcanzar la neutralidad en carbono en 2050, el principio de ayuda a la industria naciente hasta que alcance un cierto grado de competitividad se enuncia al hablar de la producción de hidrógeno a partir de la electrólisis del agua, de la captura de CO₂, de nuevos tipos de baterías o en general de nuevos sistemas de almacenamiento de electricidad.
Cualquier principio requiere criterio en su aplicación. Si una tecnología no es competitiva, se pueden apoyar esfuerzos en I+D y progresivamente en plantas piloto y proyectos de demostración. La implantación en el mercado puede apoyarse tras un cuidadoso análisis de la evolución previsible de los costes y siempre de forma acotada en tiempo e importe. La evolución de la inversión privada a riesgo es el mejor indicador para medir la madurez de cualquier tecnología. Garantizar un rendimiento financiero a cualquier inversión, sin límite de coste o de volumen de MW a financiar, como se hizo en tiempos de Zapatero, a tecnologías que estaban lejos entonces de ser competitivas, era apostar por un sobrecoste que iba a lastrar, y aún lo hace, la competitividad de nuestra economía.
En el apoyo a las renovables, el Gobierno está actuando con criterio: se limitan los volúmenes, el Gobierno se reserva un precio no publicado por encima del cual no se garantiza precio, aunque no se cubra el volumen de energía que ha salido a concurso, y, sobre todo, el rendimiento a la inversión lo fija el propio inversor a través de un proceso competitivo. Es importante que en otros aspectos más novedosos de la transición energética se aplique el principio de ayuda a tecnologías emergentes, pero siempre con el criterio de acotar en tiempo y forma el esfuerzo público, que se mantenga la neutralidad ante diferentes tecnologías que puedan competir entre sí y se verifique la progresiva incorporación de la inversión privada al proceso industrial cuyo desarrollo inicial se sostiene con recursos públicos.