La transición verde de Sánchez: renovables que paran y el regreso del carbón

La mayoría de plantas de generación pueden verse forzadas a tener que producir con pérdidas, pagando por la energía comprometida en el contrato bilateral, situación que las ha obligado a parar

Molinos de energía eólica en Andalucía
Molinos de energía eólica en AndalucíaEUROPA PRESS EUROPA PRESS

Los molinos ya no giran como antes. Al menos últimamente. Aunque es habitual ver parques eólicos parados para que la potencia eléctrica generada sea la misma que la potencia consumida y mantener constante la frecuencia de 50 hercios –evitamos así o estropear las máquinas enchufadas y detener otras centrales más costosas, como las nucleares–, los parones se están agravando. Las medidas aprobadas por el Gobierno para tratar de atajar el precio de la electricidad han desincentivado su producción hasta el punto de que ha caído más de un 10%.

La generación eólica en los siete primeros días de octubre fue de 1.088 GWh sobre un total de 4.736 GWh producidos. Representó, por tanto, el 22,9% del total. Un año antes, en los mismos días, la producción eólica sumó 1.602 GWh sobre un total de 4.822 GWh, un 33,22%. Por supuesto, no hay dos semanas iguales en la que los vientos soplen con la misma intensidad o con la misma demanda, pero una caída del 10% vinculada a los recortes del Ejecutivo a las grandes eléctricas no es casualidad. Lo reconoció esta misma semana el presidente de Iberdrola, el mayor productor eólico de España. La ausencia de rigor en las medidas tomadas por el Gobierno está generando situaciones que «nadie desea, como paradas en parques eólicos o fotovoltaicos» porque «no son competitivos con la nueva regulación». El caos generado por el real decreto ley 17/21 ha obligado a la eólica y la fotovoltaica a parar antes de producir a pérdidas.

El decretazo implica que desde el 16 de septiembre del 2021 y hasta el 31 de marzo de 2022 se minorará la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica de las instalaciones de producción de tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero, en una cuantía proporcional al mayor ingreso obtenido por estas instalaciones como consecuencia de la incorporación a los precios de la electricidad en el mercado mayorista del valor del precio del gas natural por parte de las tecnologías emisoras. De este modo, las instalaciones más competitivas, las renovables, ven recortado sus ingresos, lo que genera desincentivos a la producción.

El RDL establece que el exceso de retribución se determinará a nivel mensual a partir del precio promedio del gas en el mercado ibérico MIBGAS, cuando éste supere los 20 euros el MWh, y a partir de la cantidad de horas en que las centrales de ciclo combinado hayan marcado el precio marginal del mercado de electricidad.

La indefinición llevó al Gobierno a lanzar una nota aclaratoria de dudosa validez en la que el Ministerio para la Transición Ecológica explicaba que la energía intercambiada bajo un contrato PPA, un contrato bilateral o una cobertura a plazo no estará sujeta a la minoración de retribución siempre que éste sea a precio fijo, no esté indexado al precio del «pool» y fuera firmado antes de la publicación del decreto. Y es que, sin este supuesto, muchas plantas con un PPA firmado, la mayoría renovables, se podían encontrar en la insólita situación de tener que producir con pérdidas, pagando para producir la energía comprometida en el contrato.

La nota aclaratoria excluía a los contratos bilaterales del mismo grupo empresarial, por lo que las grandes eléctricas sí que estarían sujetas a la minoración. Además, las eléctricas se quejan de que una gran parte de la electricidad afectada por la minoración de ingresos ya está comprometida con contratos bilaterales, PPA, contratos de suministro o futuros, lo que puede llevarlas a tener que pagar para generar.

Un ejemplo práctico es el de un parque eólico que no tiene un marco retributivo y vende su producción en el mercado. Este tipo de proyectos suelen tener del orden del 90% de su producción ya asegurada mediante coberturas y contratos a plazo. Si estos se cerraron en el entorno de los 40 euros el MWh, algo habitual por los precios que el año pasado marcaban los mercados a futuro y el mercado se mantiene en los 180 euros MWh, como consecuencia de una cotización del gas elevada, se produce una minoración de retribución según el decretazo y la instalación estará obligada a devolver más de 100 euros el MWh. Lo que le produce unas ventas negativas.

Esta situación puede dar al traste con la nueva e ideológica revolución eólica y fotovoltaica que pretende impulsar la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera. Iberdrola ya ha advertido de que 7.000 millones de inversión renovable hasta 2025 están comprometidos por culpa de la inestabilidad regulatoria introducida por estos y otros cambios.

A finales de 2020, España contaba con 59.108 megavatios verdes instalados, convirtiéndose así en el octavo país con mayor capacidad renovable del mundo, según un informe elaborado por la Agencia Internacional de Energías Renovables. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) ha establecido que, para cumplir con las directivas europeas, dentro de una década el 74% de la electricidad generada tendrá que provenir de fuentes renovables. Para ello, se cuenta con los fondos Next Generation EU. En los próximos tres años España recibirá más de 72.000 millones de euros de este plan y el Gobierno ya ha anunciado que dedicará el 37% de esos fondos a proyectos que favorezcan la transformación energética de España hacia la energía limpia.

Dentro del continente europeo, solo Alemania y Holanda superan a España en nueva instalación de renovables. El último tirón, en plena pandemia de Covid, llegó con la puesta en marcha de 4.330 nuevos megavatios vinculados a la subasta de renovables celebrada en 2018 por el Gobierno del PP y a otras inversiones.