La gran industria ultima los detalles de la primera subasta privada de renovables en España

La gran industria está ultimando los detalles de la que será la primera subasta privada de renovables en España. La Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (Aege) espera cerrar en febrero las reglas de la puja, los términos de referencia y los contratos de adhesión.

En conversación con THE OBJECTIVE, el director general de Aege, Fernando Soto, asegura que la idea es sacar a subasta en torno a los 2.000 megavatios (MW) renovables entre grandes empresas consumidoras de energía, las denominadas electrointensivas.

No obstante, reconoce que será «difícil» que la potencia adjudicada esté disponible este año. Espera que el suministro llegue como «muy pronto» entre 2023 y 2024. Detalla que distintas empresas interesadas en participar en la subasta aún no han comenzado a construir el parque de generación en cuestión.

«Algunos parques ya están en operación, pero hay empresas que primero quieren buscar a los clientes para luego ir al banco y pedir la financiación —para la construcción del parque—», matiza. Las tecnologías disponibles serán eólica y solar.

Esta será así la primera subasta de renovables que se celebrará al margen de las del Gobierno. En un principio, estaba prevista para enero, pero finalmente se ha pospuesto a lo largo del primer semestre debido a todo el proceso burocrático.

La puja no necesita la aprobación del Ejecutivo al ser una contratación privada y solo podrán acudir empresas que justifiquen su condición de electrointensivas. Soto señala que en su mayoría serán compañías integradas en Aege, aunque «la puerta está abierta» para todo este tipo de sociedades.

Reglas «similares» a las del Gobierno

El director general de Aege subraya que las reglas serán «similares» a las de las subastas de renovables que celebra el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En estas la cuantía de la garantía económica es de 60 euros/kW para la potencia por la que se pretende presentar una oferta.

El Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) se ocupará de gestionar la subasta de renovables de la patronal. En el nuevo sistema de subastas los promotores pujan por el precio que están dispuestos a cobrar por la energía que generen en sus plantas, con cierta exposición al precio del mercado. Las empresas adjudicatarias tendrán que presentar un plan estratégico con las estimaciones de impacto sobre el empleo local y la cadena de valor industrial.

Calendario del Ejecutivo

Dentro del calendario establecido para el periodo 2020-2025, el Ejecutivo prevé subastar 19,44 GW de renovables: 8.500 MW de eólica, 10.000 MW de fotovoltaica, 500 MW de termosolar, 380 MW de biomasa y 60 MW de otras tecnologías, como biogás, hidráulica o maremotriz.

En las subastas de enero y octubre de 2021 se asignaron 2.902 MW de tecnología fotovoltaica y 3.256 MW de tecnología eólica, a precios muy inferiores de los que registra el mercado mayorista en la actualidad. Ahora, está previsto que el 6 de abril se celebre otra de 500 MW.

La cartera que dirige Teresa Ribera también sacó a información pública a finales del curso pasado el marco de las convocatorias para adjudicar una retribución regulada a un total de 1.200 MW de cogeneración durante los próximos tres años.

A tal efecto, Transición Ecológica celebrará sucesivas subastas para otorgar un régimen retributivo específico a las centrales de cogeneración, a razón de 351 MW en 2022, 442 MW en 2023 y 407 MW en 2024, con vistas a que estén totalmente operativos en 2027.

El Ejecutivo dijo el año pasado que obligaría a las grandes eléctricas a ofertar electricidad de forma proporcional a su cuota entre las comercializadoras independientes y los grandes consumidores industriales mediante contratos a plazo con un periodo de liquidación igual o superior a un año. Sin embargo, no ha puesto en marcha el calendario de subastas aún.

Las empresas alegaron que ya tenían vendida toda su energía en 2021 y casi toda para este curso. En total, Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP deberían haber sacado a puja 15.830 GW, equivalentes al 6,3% de la demanda eléctrica nacional en 2020.

Estatuto de los Consumidores Electrointensivos

El Gobierno aprobó el Estatuto de los Consumidores Electrointensivos a mediados de diciembre de 2020. Llevaba pendiente de aprobación desde abril de 2019 y, según el Ejecutivo, beneficia a unas 600 empresas de más de 60 actividades industriales, que suman unos 300.000 trabajadores y tienen un consumo eléctrico de unos 40.000 gigavatios hora (GWh), rebajando su factura de la luz y elevando su competitividad.

Si se quiere obtener la condición electrointensivo, el consumo anual deberá superar el gigavatio hora (GWh) anual y el consumo en las horas valle —las más baratas del día— representar, al menos, el 50% del total. El ministerio de Industria, Comercio y Turismo es el encargado de certificar a una empresa como gran consumidora de energía.

También deberán acreditar la contratación de un 10% de su consumo anual de electricidad mediante instrumentos de origen renovable con una duración mínima de cinco años. La obligación de esta contratación de electricidad ‘limpia’ a plazo, a través de un PPA (power purchase agreement), puede ser directamente con el generador o bien a través de un comercializador.

Crisis del sector

Las empresas que conforman Aege, que suponen más del 10% del consumo eléctrico nacional, cerraron el año pasado con un sobrecoste de suministro que superó los 1.500 millones de euros. La patronal denuncia que esto supone más del doble que sus principales competidores europeos.

«Las eléctricas dijeron que iban a ofrecer contratos bilaterales a precios anteriores a la crisis y la verdad es que la mayoría de los asociados no ha recibido nada. Los contratos que han recibido están ligados a los futuros y a la evolución del gas. Esto no es lo que se nos dijo y en el Ministerio (de Transición Ecológica) se nos aseguró que las eléctricas los ofrecerían», apunta Soto.

En este sentido, aboga por que en España se imite los modelos francés y alemán con contratos bilaterales a largo plazo. Los industriales franceses tienen acceso a la energía nuclear a precio fijo a través del mecanismo Arenh, a 42 euros el MWh.

«Hay que preguntarle a las eléctricas por qué no ayudan a la industria nacional a salir del bache en el que está. Nosotros estamos interesados en firmar, pero si lo que ofrecen son contratos que van a condenar a la industria con precios de hasta 130 euros el MWh…» reivindica el directivo.

AcelorMittal, Acerinox, Sidenor, Sener, Ferroatlántica o Tubos Reunidos son algunas de las empresas que están integradas en Aege. En total, representa a 26 compañías que facturan más de 20.000 millones de euros al año.