En estos últimos días estamos asistiendo a los prolegómenos de la que será la gran subasta de energía renovable en España de los últimos años, con gran expectación por el sobrecoste que pudiera suponer para el sistema eléctrico. De hecho, la concepción de la subasta, con notable complejidad, trata de minimizar lo que llama el “sobrecoste unitario marginal” y éste es, en última instancia, la variable de adjudicación como si el convocante, escaldado de pasadas experiencias, tratara de blindarse a futuro con un límite a “las primas”. Pero veamos en dónde estamos actualmente y cuál es el futuro de las energías eólica y fotovoltaica respecto a esos sobrecostes o primas.
Efectivamente, el desarrollo y construcción de plantas de generación eléctrica con energía solar y eólica ha tenido históricamente que realizarse en todo el mundo mediante el establecimiento de ayudas o primas, que se han instrumentado de distintas formas –“feed in tariff” (FIT), certificados verdes, ayudas fiscales o combinaciones de todas ellas– que tenían como fin establecer unos incentivos especiales frente al puro y simple mercado. Pero esta circunstancia puede que no sea aplicable a partir de ahora, pues las recientes subastas de energía renovable en el mundo están dando unas señales de precios para la energía vendida que están en línea con –y en algunos casos por debajo de– los costes de las energías convencionales. Bien es verdad que las subastas a las que nos referimos son muy recientes, año 2016, con algunos de los proyectos pendientes de financiación y, por tanto, en la mayoría de los casos todavía no son una realidad en producción.
En España, los incentivos a las energías renovables y a la cogeneración se remontan a 1980. Pero son los Decretos 436/2004 y 661/2007 los que sirvieron de marco para la gran explosión en España de la energía renovable con prima. Por diversas causas –“efecto llamada”, superación del objetivo de potencia, repercusión sobre el sector eléctrico de la mayor parte de la carga del compromiso de introducción de las renovables– hubo que reformar el sistema de incentivos. La reforma se plasmó en el Decreto Ley 12/2013, la posterior Ley del Sector Eléctrico 24/2013 y sus desarrollos reglamentarios –RD 413/2014, entre otros–, que han modificado el marco regulatorio, pero manteniendo un sistema de retribución por el que las plantas de energía renovable gozan, en función de su fecha de instalación, de un sistema de incentivos frente al mercado; eso sí, un sistema que se adapta a los cambios del mercado para evitar la sobrerretribución.
La realidad del año 2016 en el mundo ha sido que, cuando se han ofrecido por las entidades concedentes unas condiciones claras –con gran volumen para aprovechar economías de escala, contratos de largo plazo estables, en el entorno de los 20 años, y con garantías de cumplimento–, los precios ofertados han batido las mejores estimaciones de éxito para el consumidor y están por debajo de la energía convencional, incluso a los precios actuales de los combustibles.
Los precios ganadores de distintas licitaciones en 2016 (como por ejemplo se ha podido observar en las realizadas en Perú, Dubai, Abu Dhabi o México), dejando de lado los extremos, se sitúan en una banda de entre $30-$40/Mwh, lo cual constituye un auténtico hito. Pensemos que el precio del “pool” en España ha estado en el mismo año 2016 en €39,7/Mwh y los precios que se proyectan a futuro según el OMIP (Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Portugués) hasta el 2021 están en unos €42/Mwh.
Es verdad, sin embargo, que los resultados de estas subastas no son extrapolables, sin más, a España ni a otros países, por diversos motivos, entre ellos y de manera destacada, debido a diferencias en cuanto al recurso solar y a los costes administrativos, fundamentalmente impuestos. En todo caso, los datos disponibles no hacen otra cosa que corroborar la tendencia a la baja de las energías renovables por debajo de los precios de la energía convencional. Especialmente en la fotovoltaica, la tendencia de mejora de rendimientos y reducción de precios es constante año tras año. A ese respecto, la literatura es profusa en pronosticar un mundo con abundancia de energía limpia, descarbonizada y barata.
El corolario es que la energía eólica y fotovoltaica, cuando se garantizan razonablemente unas reglas claras de seguridad, volumen, contratos de largo plazo, moneda “dura”, protección ante los cambios regulatorios y credibilidad del comprador, ofrecen a la sociedad precios de su producto totalmente en línea con los de las energías convencionales, de modo que la cuestión de las primas para los futuros proyectos ya está quedando atrás.
Por tanto, el cumplimiento de los compromisos de plena descarbonización que nos hemos dado como país, con horizonte 2050, en el contexto de los acuerdos alcanzados en París a finales de 2015, pueden parecer más alcanzables y más asumibles económicamente.
El debate, por tanto, no es hacia dónde vamos. El debate es cómo llegar al objetivo de la forma más eficiente, esto es, respetando un equilibrio razonable entre la triada de objetivos de todo modelo energético hoy día: seguridad de suministro, competitividad y cumplimiento de los compromisos de reducción de emisiones.
Está claro que, tras la subasta del 17 de mayo, vendrán más subastas, puesto que será necesario aumentar nuestra generación renovable para cumplir con los compromisos adquiridos. En consecuencia, otra cuestión que necesita ser considerada es el efecto de añadir potencia a un sistema ahora ya sobrecapacitado, lo que supondrá desplazar aún más a otras tecnologías de generación, que son necesarias para dar firmeza y flexibilidad al sistema ante la intermitencia impredecible que todavía hoy padecen las fuentes de generación renovable.
Estamos pues ante un problema de teoría económica que no es otro que la efectiva integración en el mercado de energías de coste marginal cero e intermitentes. Esta circunstancia va a producir una disrupción en los mercados eléctricos tal como están concebidos actualmente. Los mercados marginalistas, nuestro “pool” entre ellos, no han sido diseñados para tecnologías de coste marginal cero, como en la práctica son la eólica y la fotovoltaica.
Una disrupción que se manifiesta en un dilema de difícil solución. Por un lado, las fuentes de energía renovables consiguen el efecto de que cuanta más energía de este tipo entra, más se reduce el precio del “pool”, por lo que no se da la señal de precios adecuada para incentivar más energía verde “al mercado”, ni para asegurar la producción cuando esta energía falla por su intermitencia, pues la capacidad de soporte no está reconocida en el “pool”. Por otro lado y sin embargo, este funcionamiento de los mercados marginalistas da una señal para evitar inversiones ineficientes. Si no se produjera este efecto de depresión del precio, hoy día con una generación renovable subvencionada, el mercado tendería a un “monocultivo” de la producción fotovoltaica con exceso de oferta en las horas de sol (con precios nulos) y una falta de energía en las horas menos soleadas (con precios más altos). Es lo que, por ejemplo, está ocurriendo en California. La depresión del precio es la que nos indica que hemos de mantener el equilibrio de la fotovoltaica con la eólica, la hidráulica y otras tecnologías que vayan madurando.
El gran reto de los próximos años será la reforma del mercado eléctrico de generación –el “pool”– no sólo en España sino en el mundo, y abordar y solucionar cuestiones críticas como los pagos por capacidad y el almacenamiento, para resolver el problema de la intermitencia de las energías verdes que se proyectan con precios por debajo de la energía convencional, pero no con seguridad de suministro.
En definitiva, lo que se plantea es que las energías solar y fotovoltaica, aun logrando el nivel de competitividad con las energías convencionales, no podrán desarrollarse únicamente con un precio del “pool” deprimido. Las subastas, cuyos resultados deberían plasmarse en contratos a largo plazo, les darán la garantía de ingresos que necesitan.
Por otra parte, las propias características de estas tecnologías, al depender de un recurso que no está disponible siempre, necesitan tecnologías de respaldo que aporten firmeza y flexibilidad para tener un suministro fiable. La nuclear aporta firmeza sin emisiones de CO2; las centrales térmicas aportan firmeza y flexibilidad con emisiones de CO2 paulatinamente menores, en presencia de un creciente parque renovable. Pero estas tecnologías no podrán desarrollarse en un mercado que, por lo indicado de la marginalidad del “pool”, verán un precio mayorista deprimido por la existencia de renovables con precio variable cercano a cero.
Por ello, estas tecnologías precisarán de un incentivo adicional al precio del mercado de energía respecto a la situación actual. Las dudas que muestran los operadores actuales respecto al cierre del parque de tecnologías convencionales están basadas principalmente en cuestiones ajenas a la dinámica de mercado y a decisiones políticas contingentes. Tendría poco sentido que en este camino hacia la descarbonización total en 2050 nos viéramos obligados a dedicar recursos a invertir en generación convencional cuando ya tenemos ahora un stock suficiente para proporcionar la firmeza y la flexibilidad que requiere el ambicioso proceso de transición energética en el que nos hemos embarcado.
Mientras encontramos soluciones eficientes al problema del almacenamiento, lo que está en nuestra mano es generar un mercado de capacidad que, junto con el marginalista, garanticen señales de precios tanto a corto como a largo plazo que afecten por igual a todos los participantes del mercado.
