En un reciente evento de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), surgió la polémica sobre la reciente experiencia de Brasil en la introducción de las subastas para asignar precio a la energía eólica. Se ofertaron precios de 47,7€/MWh, desplazando incluso a las centrales de ciclo combinado. El éxito ha hecho que otros países iberoamericanos como Uruguay, Perú o Chile se hayan aprestado rápidamente a copiarlo. José Donoso* analiza a fondo el sistema de subastas.
Las subastas en Brasil, ¿un ejemplo a exportar?
¿Son un éxito y por tanto un modelo a exportar a otros países de la región e incluso a Europa? ¿Pueden ser el futuro marco regulatorio ideal para España? ¿O son un espejismo que terminará como las restantes experiencias en sistemas de subastas aplicadas a la energía eólica que se han llevado a cabo hasta la fecha? Falta perspectiva histórica que nos permita conocer los MW que realmente se van a instalar de los concedidos, pero conviene acotar la experiencia brasileña con sus características peculiares antes de hacer cualquier ejercicio rápido de transposición.
Un vistazo histórico a las subastas
Mediante el sistema de subastas, los promotores son invitados a enviar ofertas por una cantidad limitada de potencia o energía en un periodo dado. Las compañías que oferten el suministro al menor coste ganan contratos a largo plazo para llevarlo a cabo, generalmente a lo largo de un periodo de 15-20 años. Este sistema se aplicó ya en los principios del desarrollo de la energía eólica. Inglaterra, Portugal y Francia intentaron a finales de los 90 y principios de siglo promover la energía eólica con subastas. El resultado fue que sólo el 19,8% de los MW adjudicados fueron finalmente construidos.
Este sistema ha mostrado su eficacia en cuanto a conseguir precios de compra de energía eólica reducidos y a priorizar los proyectos con mejor recurso. Sin embargo, se ha mostrado como un fracaso completo, en todas las ocasiones que se ha puesto en práctica en relación al cumplimiento de los objetivos marcados. La media de proyectos realizados no supera el 20%, cuatro de cada cinco proyectos que han triunfado en la subasta no se han llevado a cabo.
Las razones de este fracaso del sistema de subastas se agrupan fundamentalmente en dos tipos de causas. Por un lado las inherentes a las dificultades de la promoción de cualquier parque eólico, problemas o retrasos en la tramitación administrativa, aparición de inconvenientes ambientales o de patrimonio histórico no previsto o menor número de horas equivalentes netas que las previstas en el momento de realizar la oferta. Por otro lado el deseo de ganar el concurso hace que los precios se ajusten lo más posible sin margen para poder asimilar extracostes que puedan salir a la luz posteriormente o que luego imposibiliten la obtención de financiación.
La experiencia brasileña
La energía eólica en Brasil cuenta con un importante potencial evaluado por el EPE (Empresa de Pesquisas Energéticas) en mas de 300 GW. Además de encontrarse emplazamientos con una calidad de recurso, cuenta con una ventaja adicional para su mix eléctrico al ser complementario con su sistema hidráulico. El primer programa público de diversificación energética, incluyendo fuentes renovables, arrancó en el año 2002 y recibió el nombre de Proinfa.
El sistema elegido era similar a un sistema de precio fijado. Se adjudicaron 1.429 MW de generación eólica y Eletrobras se comprometía a comprarles la electricidad producida a un precio definido por el regulador que tenia como suelo el 90% de la tarifa media del suministro a los consumidores finales en los últimos doce meses. Los proyectos tenían que entrar en funcionamiento antes del 31 de diciembre del 2008 y el índice de nacionalización de los equipos y de los servicios ser como mínimo un 60% del valor.
En una segunda fase se fijó el objetivo de alcanzar el 10% del consumo eléctrico brasileño en un periodo de 20 años. Cuando se alcanzaran 3.300 MW la remuneración sería en términos competitivos, definidos estos como el coste medio ponderado de generación de nuevos aprovechamientos hidráulicos con potencia superior a 30.000 kW y de centrales termoeléctricas de gas natural.
Los proyectos elegidos sufrieron una serie de retrasos que retardaron su entrada en funcionamiento y al actuar como un sistema de precio fijado pero con registro, no pudieron alcanzarse los objetivos previstos al no poder sustituirlos por otros que pudieran estar mas adelantados. Esto llevó a que los plazos previstos en el programa tuvieran que ser pospuestos varias veces y hasta el año 2011 no se alcanzaron los primeros 1.000 MW eólicos instalados. El precio medio al que se contrató fue de 301,4 reales/MWh (189,3 US$).
Las principales causas por las que se retrasó la construcción de los parques fueron la complejidad y burocracia en la emisión de las autorizaciones ambientales, la complejidad y lentitud en la obtención de la declaración de Utilidad Pública para los proyectos, los retrasos en la construcción de las conexiones eléctricas (especialmente en el Centro–Oeste) y la insuficiencia de la industria brasileña para atender a la demanda de aerogeneradores. Como vemos, razones muy símiles a las existentes en España o la mayor parte de los países de nuestro entorno. La diferencia estuvo en el sistema de registro previo.
Las subastas
A partir del año 2005 el gobierno brasileño cambió de filosofía en el sistema de asignación de precio para las energías renovables, utilizando mecanismos de subastas. Las subastas se llevan a cabo por la Agencia Regulatoria Brasileña de Electricidad (ANEEL) en base exclusivamente a precio, después de una precualificación (habilitación técnica de la EPE). Con los vencedores se firma un contrato por un periodo de 20 años en función del precio ofertado.
Existen dos tipos de subastas hasta la fecha: energía de reserva (LER: Leilao de Energia de Reserva), por la que el Gobierno firma contratos para garantizar una energía de reserva determinada según sus propias estimaciones; y la de fuentes alternativas (LFA: Leilao de Fontes Alternativas), en la que son las concesionarias de electricidad las que en conjunto firman los contratos una vez calculadas las necesidades de demanda, supervisado por el MME.
Dentro de las subastas LFA existen distintas modalidades en función del plazo exigido para la entrada en operación comercial de las instalaciones: antes de tres años (A-3) o cinco (A-5). Si el proyecto que participa ya esta construido se compromete a suministrar la energía antes de un año (A-1). En el caso de LFA, atrasos en el comienzo de la operación de las instalaciones supondría para el agente vencedor de la subasta tener que celebrar contratos de compra de energía o acudir al mercado Spot para garantizar los contratos de venta originales, sin perjuicio de la aplicación de la sanción prevista, una multa que puede variar entre el 1% y el 10% del valor de la inversión. En el caso de LER, no es posible acudir al mercado y se establece un mecanismo de multas en función de lo generado y el 90% de lo comprometido cada año y los saldos al final de cada cuatrienio.
En el caso de excedentes de energía, en LFA se puede vender al mercado y en LER todo el excedente se vende al precio de contrato, excepto si el excedente supera en un 30% lo contratado vendiendo ese excedente por encima de un 70% del precio de contrato.
En las siete primeras subastas realizadas entre 2005 y 2008 se subastaron 3.749 MW, de los cuales 3.467 MW fueron para proyectos de biomasa y 282 MW para minihidráulicas. Los proyectos eólicos, aunque se registraron para la subasta, no consiguieron entrar en los niveles de competitividad de las demás fuentes.
Esta situación cambió a partir de la visita del ministro de Energía y Minas brasileño a España en mayo de 2009 (en la foto) donde percibió las ventajas de impulsar la energía eólica. Así en diciembre de 2009 se hizo la primera subasta exclusiva para parques eólicos. Se subastaron 1.805 MW que tenían que estar conectados a la red antes del uno de enero de 2014. A la subasta se le fijó un precio techo de 189 reales/MWh (117 US$). El precio medio de las ofertas aceptadas fue de 148,39 reales/MWh (92 US$). Los proyectos seleccionados se concentraron en los estados de Ceará, Rio Grande do Norte, Sergipe, Bahia y Rio Grande do Sul.
El éxito de esta primera subasta animó al gobierno a lanzar una segunda en agosto de 2010, abierta también para la biomasa y la minihidráulica, además de la eólica. Se subastó una capacidad de 2.893 MW en dos subastas (LER y LFA) con un precio techo de 156 reales/MWh (109,4 US$) para LER y 167 reales/MWh para LFA y una obligación de conectar las instalaciones antes del uno de septiembre de 2013 y del uno de enero de 2013, respectivamente. El precio medio de las ofertas adjudicadas para eólica fue de 122,69 R$/MWh para la subasta LER y 134,23 R$/MWh para la subasta LFA. Todos los proyectos contratados se concentraron en los mismos estados de la subasta anterior, excepto Sergipe.
En las subastas de agosto del año siguiente, 2011, el gobierno introdujo un importante modificación. Por primera vez las renovables iban a competir con los ciclos combinados de gas natural en una subasta A-3. Se adjudicaron 3,5 GW en la subasta A-3 y LER. Y saltó la sorpresa por partida doble: no solo la eólica se llevaba cerca de la mitad de la potencia adjudicada, 1.929 MW, sino que además lo hacía con un precio medio (62US$/MWh) por debajo del de los ciclos combinados (65 US$/MWh) que recibieron el 25% de la potencia en juego y el más barato conocido a nivel mundial. El resto fue para los proyectos de biomasa con caña de azúcar que recibieron 554 MW a un precio medio 61 US$/MW y 450 MW para la gran hidráulica a un precio medio de 64 US$.
En diciembre de 2011 se celebró la última subasta realizada hasta ahora para una capacidad de 1,2 GW. Una vez mas la eólica volvió a triunfar, a pesar de que el precio medio de los proyectos se incrementó un 8%, adjudicándose el 80% de la potencia con 976 MW. El resto se repartió entre 135 MW para la gran hidráulica y 100 MW para la biomasa.
Especificidades del modelo brasileño
¿Esta vez va a ser un éxito la aplicación de la subasta a la energía eólica? Hay señales que apuntan a que, efectivamente, esta vez puede ser así, pero otras en cambio nos llaman a la cautela y nos alertan sobre la posibilidad de que se esté incurriendo en los mismos errores del pasado. Vamos a analizar ambas.
El primer punto de riesgo recurrente son los temores a que una vez más se hayan pasado unos precios bajos que no dejen márgenes y que después los proyectos no se realicen ante cambios imprevistos en el plan de negocio. ¿Pero los precios son realmente tan bajos? Si tenemos en cuenta que la media declarada de los proyectos de las dos últimas subastas se mueve en el 50% del factor de capacidad, es decir, tienen entre 3.900 y 4.300 horas equivalentes netas (hen) de funcionamiento, los 47,7 €/MWh recibidos no serían tan bajos. Si tenemos en cuenta el caso español en el que el parque medio instalado tiene 2.160 hen y recibe una remuneración media de 75 €/MWh, los parques brasileños, permaneciendo lo demás constante, tendrían una sobre–remuneración de un 20% con respecto a los parques españoles.
Y aquí surge la primera duda importante sobre la veracidad del recurso declarado, porque parques con más de 4.000 hen hay muy pocos en el mundo. ¿Son reales o no? Tanto desde el punto de vista de las estimaciones de recurso, en teoría auditadas, como desde el comportamiento de los aerogeneradores o las estimaciones, más o menos conservadoras, de pérdidas por indisponibilidad o eléctricas.
Otra reflexión, a este respecto, es que una vez presentados los parques más eficientes, en las futuras subastas los precios actuales no se podrán mantener al contar los nuevos parques cada vez con un inferior recurso, a pesar de que por el potencial brasileño se estima que todavía hay áreas con recurso similar. No hay que descartar, que se produzca un mercado secundario de parques cuando las empresas independientes vean que no producen lo previsto si hay desviaciones entre los estudios previos y la realidad.
Por otra parte, se dan una serie de elementos que coadyuvan a que el precio final pueda ser particularmente bajo en el caso brasileño:
• Por una parte la existencia de una financiación en condiciones privilegiadas procedente del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social de Brasil, el BNDES, lo que disminuye los costes financieros. Aunque por el contrario supone que el 60% de los aerogeneradores debe construirse con componentes fabricados en Brasil. Precisamente a finales de junio se conocía que Acciona, Vestas, Suzlon, Fuhrländer y Siemens se habían quedado fuera de la línea de crédito Finame, del BNDES, por no cumplir con ese porcentaje mínimo de 60% de contenido nacional en la fabricación de sus máquinas. La obtención de la financiación privilegiada del BNDES se ha convertido en un elemento clave para poder presentar una oferta competitiva. Otro elemento de riesgo a este respecto es si el BNDES, ante una inflación creciente en el país, no terminará restringiendo el crédito o tendrá problemas para tener la capacidad financiera suficiente para financiar todo el desarrollo eólico previsto. Además de los plazos que pueda necesitar para aprobar todas las financiaciones que le van a ir llegando por el gran número de parques a construir en los próximos años. El otro banco de desarrollo que participaba anteriormente en este mercado, el banco do Nordeste do Brazil, ya no financia parques eólicos.
• La atonía existente en el momento actual en los mercados internacionales de aerogeneradores ha provocado un importante desequilibrio a favor de la demanda y ha hecho que los fabricantes ajustaran sus márgenes de forma significativa para conseguir los contratos.
• Algunas empresas están pagando un precio de entrada en el mercado.
• Sobrevalorización del real brasileño. De hecho el repunte de un 8% en los precios de la última subasta se debe más a la caída lenta de la divisa local. Este elemento se convierte también en un elemento de riesgo, ante las posibilidades de una devaluación a medio plazo, aunque en parte limitado porque al contar todos los proyectos con la financiación de los bancos de desarrollo al menos el 60% de la fabricación se realiza con la moneda local. Los contratos con los fabricantes se están firmando también en reales, por lo que se les está trasladando a ellos el riesgo de tipo de cambio.
• Existencia de importantes incentivos fiscales a nivel estatal y a la construcción de infraestructuras de conexión específicas para parques eólicos.
• Para poder ganar la subasta se prioriza la eficiencia en los parques despreciando potencia para mejorar l
