El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) celebró ayer la cuarta subasta para la asignación del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), cuya resolución puede consultarse aquí.

El MITECO subastaba una potencia de 3.300 MW para el otorgamiento del REER, de los cuales 1.800 MW estaban reservados para la tecnología fotovoltaica y 1.500 MW para la tecnología eólica. La actual coyuntura, con elevados precios de mercado eléctrico, elevada inflación, tipos de interés al alza y tensiones en las materias primas y en los equipos, ha resultado en una adjudicación de tan solo 45,5 MW de eólica terrestre. Así, la potencia otorgada se ha repartido entre dos adjudicatarios a un precio medio ponderado ha sido de 42,78 €/MWh, con un máximo de 45,12 €/MWh y un mínimo de 39,88 €/MWh.

Dudas sobre el modelo de subastas
Así las cosas, las dudas se ciernen sobre el modelo de subastas de energías renovables establecido en España. Hasta la fecha, son ya cuatro las subastas impulsadas desde el Ministerio para la Transición Ecológica que lidera la vicepresidenta Teresa Ribera. Si bien las dos primeras subastas en 2021 para la asignación del Régimen Económico de Energías Renovables (REER) -que así se denominan estos procedimientos- fueron un éxito, con 3.256 MW eólicos y 2.902 MW fotovoltaicos adjudicados, las dos últimas subastas han sido un fracaso. La convocatoria del 25 de octubre ya despertó los primeros recelos entre las empresas del sector. En aquella ocasión, tan solo se adjudicaron 146 MW de biomasa y 31 MW de fotovoltaica distribuida de carácter local, de un total de 520 MW en liza. Especialmente llamativo fue el caso de la termosolar, cuyo cupo quedó totalmente desierto.

Ya en octubre algunos expertos apuntaban a problemas en el diseño de la subasta y al precio de reserva marcado por el ministerio, algo que se ha hecho aún más evidente tras conocer la resolución de la cuarta y última de las subastas. Solo Elawan y Forestalia figuran entre las empresas que desarrollarán esos 45,5 MW adjudicados, en este caso, eólicos.

¿Por qué ha quedado prácticamente desierta esta última subasta renovable?
Varios factores aparecen como causas. La actual coyuntura, con elevada inflación, tipos de interés al alza, dificultades de financiación, primas más altas y tensiones de precio en las materias primas y en los equipos han provocado que los participantes hayan presentado ofertas por encima del precio máximo admitido por las reglas de la subasta. Y es ese, el precio de reserva -marcado en 45 euros MWh para esta última convocatoria- el principal problema, ya que a casi nadie parece compensar para poner en marcha sus proyectos. Las empresas prefieren desarrollar plantas que vayan directamente a mercado (‘merchant’), cuya necesidad de ‘músculo financiero’ es mayor que el de las plantas acogidas al modelo de subasta pero, al mismo tiempo, son instalaciones mucho más rentables. De igual modo, el mercado español ha demostrado ser muy atractivo para la puesta en marcha de proyectos PPA (Acuerdos de Compra de Energía). De hecho, según el último informe de Renewable Energy Country Attractiveness Index (RECAI) elaborado por EY, España es el país que más PPA cierra y su mercado de PPA representa alrededor de un tercio de la nueva capacidad de PPA en Europa en 2022. Por estas vías -plantas ‘merchant’ y proyectos PPA, además del autoconsumo- vendrán los megavatios renovables del futuro si nada cambia en el modelo de subastas español.