Subasta de energía renovable en España premia proyectos más baratos, mientras que otros países compensan la rentabilidad

Según la Irena (Agencia Internacional de Energías Renovables), el número de países que han adoptado el modelo de las subastas para competir por precio sobre energías renovables ha sido de seis en 2005, a 67 en la primera mitad de 2016 (11 años después).Y como de toda tendencia, España no ha sido ajena a esto y es que en el último año y medio ha celebrado tres, en las que ha adjudicado un total de 8.700MW.

Sin embargo, las empresas no se han visto muy conformes con los resultados y han estado criticando los parámetros para elegir a los ganadores y la falta de garantías a la rentabilidad de los proyectos. Las empresas critican que, en lugar de premiar al que produce más al menor precio, se incentive al que promete construir el parque más barato, sin importar la cantidad de energía que vaya a producir después.

Todo lo contrario a los modelos adoptados por otros países de Europa, principalmente Alemania así como algunos países de América Latina como; Argentina, México, Chile.

En Alemania, país de referencia, se sabe con antelación cuándo y cuánto se licitará, lo que favorece la preparación de los proyectos. Heikki Willstedt, director de políticas energéticas y cambio climático de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) aseguró a elpais.com que “es un contrasentido, porque lo que queremos es generar la mayor cantidad posible de energía limpia, no llenaremos plantas”.
Por su parte, el director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), José Donoso, destacó el caso de Chile, donde, contrariamente a España, las ayudas se conceden en función a 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.

Un punto más a resaltar en los casos de Alemania y Chile es que sus sistemas se basan en el principio del “pay -as-bid” (cuya traducción sería Pagar según la oferta), por el cual los ganadores de la puja obtienen el incentivo por el cual han ofertado.

¿Esto qué quiere decir?

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.
Sin embargo, en España, no funciona de esta forma, puesto que la última oferta en casar con los requisitos de las bases marca el precio que cobrarán todos los ganadores, incluso si esta es cero, lo “mejor” de todo, es que cuando esto ocurre el Estado se libra de pagar el subsidio, aunque se conozca que entre los beneficiarios pueden entrar especuladores, lo que no garantiza que las plantas, efectivamente, se instalen.

Además de esta anomalía, hay que tomar en cuenta que los postores no presentan sus propuestas basadas en emplazamientos reales sino que toman “instalaciones tipo” y que la rentabilidad es legalmente revisable, sí, cada seis años. “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.

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.