El reciente 4 de noviembre se aprobó el Real Decreto 96/2020, de 3 de noviembre por el que se regula el régimen económico de energías renovables (REER) para instalaciones de producción de energía eléctrica, que establece un marco para las subastas que quieren llevarse a cabo desde el Gobierno para guiar y controlar el despliegue de energías renovables en España con la vista puesta en los objetivos presentados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021, del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico.

Dicha publicación hay que ponerla en relación con la del Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica (en adelante, “RDL 23/2020”), el cual  ofreció una “ventana” hasta el 25 de septiembre de 2020 para retirar avales de acceso y conexión sin riesgo de ejecución de los mismos, y estableció distintos hitos de tramitación administrativa, el primero de los cuales, que deberá cumplirse antes del 25 de diciembre de 2020, es la solicitud y admisión de la autorización administrativa previa. Todo lo cual originará un buen número de proyectos con acceso y conexión que no llegarán a construirse por diversos motivos (falta de cumplimiento de los hitos administrativos, falta de financiación, poca rentabilidad de los mismos…).

Con estos antecedentes, una de las primeras sensaciones que se tiene al profundizar en el RD 960/2020 es el que se han dejado abiertas muchas cuestiones que se irán fijando en las distintas convocatorias. De hecho, quedan tantas cuestiones abiertas que distintas subastas podrían parecerse en muy poco entre sí, siendo la característica más común el que siempre serán “pay as bid”. Esto quiere decir que el parámetro principal de la subasta es a qué precio se pagará la energía a los productores que resulten adjudicatarios.

En cuanto al plazo que las instalaciones disfrutarán del REER, se establece entre los 10 y los 15 años, pudiendo ampliarse de manera excepcional hasta los 20 años. En este punto, en casi todas las informaciones publicadas parece darse por hecho que el plazo que se propondrá va a ser 20 años, pero es algo que queda pendiente de determinar por convocatoria.

Se plantea además dentro de la norma el establecimiento de un calendario de convocatorias al menos a cinco años vista con actualización anual, con plazos indicativos, capacidad esperada y tecnologías previstas, lo que es muy interesante ya que evita las avalanchas de proyectos en las subastas, ya que se puede planificar para ir acudiendo a las sucesivas subastas.

Por otra parte, se establece un precio máximo por encima del cual se descartarían ofertas y un posible precio mínimo para descartar ofertas demasiado bajas. El precio mínimo puede no existir en las distintas convocatorias, pero la posibilidad de su inclusión puede tener un efecto disuasorio sobre las bajas temerarias, cosa que es muy favorable.

Hay que entender que, dado que la adjudicación de la subasta se hará por orden desde los que hayan ofertado más bajo hacia los más caros hasta cubrir el cupo de potencia asignada, puede haber tentación por parte de algunos promotores de lanzarse a precios irrealmente bajos para asegurarse el entrar.

Se introducen además dos mecanismos interesantes y que hacen que los adjudicatarios no queden totalmente aislados de lo que ocurra en el mercado.

El primero de estos mecanismos consiste en modificar el precio obtenido de la subasta mediante una fórmula para que el precio final que se perciba quede entre el precio de subasta y el resultante del mercado. Este mecanismo podrá ser introducido en las convocatorias o no, pero al menos queda prevista su inclusión.

El segundo mecanismo de exposición al mercado es la inclusión del precio de exención de cobro. Este es un precio que se fija inicialmente en 0 €/MWh pero que podrá establecerse en otro valor por convocatoria y es el un precio tal que, en caso de que el mercado se vaya por debajo del mismo, las instalaciones acogidas al REER no cobrarían el precio de subasta sino el de mercado. Esto implica que no habría protección en caso de precios extremadamente bajos.

Por supuesto y como ya viene siendo costumbre en el sector, el acudir a la subasta supondrá el depósito de garantías (en cantidad aún por determinar) para asegurar que quienes resulten adjudicatarios tengan un aliciente para cumplir con la oferta realizada.

Hasta aquí el modelo de subastas parece razonable, aunque podrá gustar más o menos en función de lo que cada cual opine sobre la necesidad o idoneidad de guiar el mercado mediante este tipo de mecanismos. El verdadero problema reside en la forma en la que se prevé el funcionamiento interno de las plantas adjudicatarias y de las liquidaciones resultantes.

El Real Decreto publicado es extremadamente similar a la propuesta que fue publicada originalmente y que fue ampliamente criticada por muchos aspectos y desde muchas direcciones, siendo especialmente interesante y completo el informe publicado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Resulta llamativo que, a pesar de lo evidentes defectos de la propuesta original, el texto final parece haber ignorado la práctica totalidad de los comentarios recibidos, lo cual me parece bastante grave. Hay que tener en cuenta, no obstante, que el RD 960/2020 necesita de un desarrollo concreto mediante orden ministerial y resoluciones específicas respecto de cada singular subasta donde alguno de los referidos defectos podrían verse suavizados.

Sin querer entrar en excesivos detalles, la principal crítica que se puede hacer al RD 960/2020 es que la operativa en él propuesta facilita las operaciones especulativas en el mercado eléctrico, cosa de la que prácticamente todos los que se mueven en ese ámbito se han dado cuenta a primera vista. También se complica la operativa de las instalaciones adscritas al REER de manera considerable pudiendo dañar especialmente a las instalaciones de menor tamaño.

Si los inconvenientes descritos no son suficientes, podría haber  un inconveniente mucho mayor que es el virtual desacople de los pecios de compra y venta de energía en el mercado. Aplicando el sistema de liquidación propuesto en el RD 960/2020, se determinaría el precio de casación de la misma manera que se hace actualmente pero el resultado de liquidar el REER se repercute sobre las unidades de compra de energía, lo que a efectos prácticos implica que el precio que observan los compradores de energía se desplaza por encima o por debajo del precio de casación en una dirección y cantidad que no puede determinarse a priori.

Por un lado esto implica que, en caso de que los precios de mercado se reduzcan por debajo de los resultantes de las subastas, los consumidores tendrán que sufragar esa diferencia, por lo que la reducción de costes no se transmite al consumidor final.

Por otro lado, este desacople entre el precio que se observa desde la oferta y desde la demanda implica que la cobertura de precios pierde efectividad independientemente del mecanismo que se utilice (mercados de futuros o PPA). Esto que puede provocar una reducción en la liquidez de estos, ya que pierden gran parte de su utilidad, exponiendo a mayores riesgos a las comercializadoras, lo que con toda probabilidad se transformará en peores precios para los consumidores finales.

Lo que parece inexplicable es que todos estos riesgos se han advertido claramente por parte de varios agentes a raíz de la propuesta publicada y se haya optado por hacer oídos sordos por parte del Ministerio.

En definitiva, si entendemos que las subastas son necesarias, cosa que es discutible en un mercado que ya funciona por sí mismo, el formato elegido probablemente consigue el objetivo de proporcionar señales de precio a largo plazo. Eso sí, lo consigue a costa de generar una importante distorsión en el funcionamiento del mercado eléctrico y facilitando la especulación en ese mismo mercado.