En los últimos años parece que se ha desatado una guerra por tirar los precios en las subastas de las renovables. Las empresas pujan cada vez más a la baja y esto ha hecho que sus ofertas sean demasiado bajas para ser rentables. El problema es que si esos precios no reflejan el verdadero coste de la energía, no se conseguirá obtener una tasa de retorno (TIR) de capital positivo.
Según los analistas consultados por El Periódico de la Energía, las ofertas son ya tan bajas que solo pueden salir adelante si se firman PPAS. “Los proyectos se construyen con ofertas que están por debajo de un nivel y dependen de la venta en el mercado mayorista, como si son proyectos a ‘merchant’, y para complementar sus ingresos, solo pueden sostenerse a través de acuerdos de compra de energía”. De lo contrario, no pueden determinar cómo sobrevivirán los proyectos.
En julio pasado, por ejemplo, en la primera subasta de fotovoltaica de Portugal se alcanzó un mínimo mundial de 20 euros/MWh. Era de esperar, generó un volumen de ofertas que excedía en nueve veces la cantidad de energía licitada. Y el Ministerio para la Transición Ecológica se plantea aplicar el mismo modelo de subasta eléctrica ejercido en Portugal.
Puñetazo en la mesa de Portugal: los precios de la subasta fotovoltaica alcanzan los 20 €/MWh
Pero esos precios bajos han sido la tónica general en subastas como la de Brasil, también de julio pasado, que arrojaron un precio récord en solar de 15,47 euros/MWh. La subasta atrajo niveles de interés récord con 751 proyectos solares que sumaron 26,2GW para la licitación, pero al final, solo se adjudicaron seis contratos a 20 años. “Pero ha ocurrido algo similar en Argentina, Colombia, Chile, México o Perú”, puntualizan los analistas consultados.
Según la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) a finales de 2018 el precio medio de las subastas fotovoltaicas bajaron hasta los 56 euros/MWh y la eólica terrestre a 49 euros/MWh.
“Creemos que las empresas que han ganado la subasta pretenden vender en el mercado mayorista cuando finalicen los contratos de 15 años, y como tal, están apostando por ir a pool entre los 16 y los 30 años de la vida útil del activo”explica Tom Heggarty, analista senior de Wood Mackenzie Power & Renewables en Greentechmedia.
Pero es una apuesta arriesgada. El análisis de Wood Mackenzie sugiere que los licitadores de la subasta portuguesa tendrían que obtener unos precios medios en el mercado mayorista de al menos 30 euros/MWh para no tener pérdidas y para que el margen (spread) sea positivo, de alrededor 50 euros/MWh, y todo esto con algunos supuestos bastante optimistas por parte de los analistas.
“Lo que ha ocurrido en Portugal se puede extrapolar al resto de subastas de Latinoamérica, de Europa y casi de cualquier punto del planeta”, señalan los analistas consultados por este diario, “ahora habría que preguntarse qué es lo que se consigue con esas pujas por debajo del coste del proyecto, y la respuesta es fácil encontrarla. Solo hay que fijarse en quienes son los grandes ganadores de esas subastas, las grandes energéticas, que tienen suficiente músculo financiero como para competir a la baja, quedarse con el punto de acceso y conexión para luego añadir más proyectos y sobre todo, echar del mercado a los pequeños promotores. Es una decisión de estrategia empresarial que se está haciendo en todo el mundo”.
“El problema también está en que cuanto más generación renovable haya, bajará el precio en el mercado mayorista, por lo que bajarán también los ingresos de esos proyectos”, añaden.
“Desde UNEF proponemos que, para evitar que con este tipo de subastas al final se concentren los proyectos en las grandes compañías, el gobierno convoque una subasta para pequeños y medianos productores, donde no se compita por megaproyectos renovables”, explica a este diario José Donoso, director general de la patronal fotovoltaica.