"Las subastas permitirían asegurarse un precio a los proyectos renovables, y a su vez, podrían obtener financiación para continuar con su desarrollo. Es la alternativa que tenemos si se quiere alcanzar los objetivos de descarbonización a 2030 del PNIEC (Plan Nacional de Energía y Clima)", ha dicho a EL ESPAÑOL-Invertia José Donoso, director general de UNEF, la asociación fotovoltaica española.

El mercado mayorista de electricidad está sufriendo la 'canibalización' de la generación renovable, especialmente la solar, que produce siempre en las mismas horas y toda a la vez. 

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Hace ya más de un mes que la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció que quería convocar las próximas subastas antes de finalizar el año, y a principios de abril el MITECO abrió una consulta pública para cambiar el diseño de las convocatorias previas, con la integración de criterios socioambientales, ajenos al precio.

El PNIEC ha fijado como objetivo a 2030 instalar 160 GW de generación renovable -76 GW sumando parques solares (57 GW) autoconsumo (19 GW), y 62 GW de eólica-, y elevar su peso en la producción eléctrica hasta el 81%.

Un plan que podría fracasar, si se mantiene la señal de precios del mercado mayorista por debajo de los 35 euros/MWh, al desincentivar las inversiones.

"No debemos tomar como estructural unos precios coyunturales de unos meses", continúa José Donoso. "El mercado de futuros de OMIP para final de año y 2025 se mueve en una horquilla entre los 50 y los 70 euros el megavatio hora".

Dos años desiertos

En 2023, el Gobierno no convocó subastas. Las dos experiencias fallidas de 2022 hicieron poner pies en polvorosa al quedar incluso desiertas por falta de proyectos. 

No siempre reinó ese desánimo. A finales del 2020, se aprobó un Real Decreto que establecía las bases de un marco para la celebración de subasta de renovables. Entonces, el sistema pretendía atajar la especulación en el sector y comprometer a los participantes únicamente con el precio que pudiesen cobrar por la energía generada en sus plantas (pay as bid).

El 26 de enero de 2021 se celebró la primera subasta donde participaron 84 compañías y se presentaron más de 1.500 ofertas, por un total de 9.700 MW, aunque finalmente se adjudicaron 3.034 MW (2.036 MW de fotovoltaica y 998 de eólica) a 32 firmas. En esta primera subasta, el precio medio del megavatio se situó en torno a los 25 euros.

Visto el éxito de la primera convocatoria, Ribera lanzó una segunda, en octubre de 2021, incluyendo un cupo de potencia renovable para adjudicatarios “ultrarrápidos” y otro cupo destinado a pequeñas instalaciones. En esta ocasión, el precio se fijó en unos 29 euros/MWh para la fotovoltaica y más de 34 euros para la eólica.

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Habría que esperar un año, en octubre de 2022, para que se lanzara la tercera subasta, especializada en biomasa, termosolar y fotovoltaica distribuida. 

Y por último, la cuarta subasta de renovables de la 'era Ribera' se realizó en noviembre de 2022. Se presentaron pocos proyectos y el precio de corte estuvo más bajo de las ofertas que se presentaron, adjudicándose solo 50 MW de los 3.000 MW que estaban en puja.

PPA de capa caída

"España continúa su racha de albergar los contratos de energía a largo plazo (PPA) solares más bajos de Europa, donde los precios pueden estar ahora desafiando los límites de la viabilidad financiera, volviendo a los niveles observados por última vez en 2021", decía el informe del primer trimestre de 2024 de LevelTen Energy, el operador del mayor mercado de PPA del mundo.

"No se está firmando nada", explican fuentes del sector renovable a este diario. "Los compradores están mirando el precio del mercado mayorista y aprovechan para rebajar el acuerdo, pero claro, hay un límite, por debajo de los 35 euros/MWh los proyectos (en concreto los solares) no se pueden financiar. Ya no sería rentable, no saldrían los números", concluyen.