Por Juan Martínez Calvo

Introducción

La Ley 54/1997 del sector eléctrico, que incorporó la Directiva comunitaria 96/92/CE, introdujo en su artículo 16 el principio general de que la retribución de la energía debía determinarse mediante un criterio marginalista (toda la energía suministrada se remunera al precio que haya de pagarse para inducir la producción del último kw necesario para cubrir la demanda). Sin embargo, con la aprobación del Reglamento Comunitario 2024/1747, en vigor desde junio de 2024, se han abierto alternativas a este modo de fijación del precio de la energía eléctrica. El presente artículo defiende que el mercado marginalista debe complementarse, para las plantas de producción de energía renovable, con un precio bilateral fijado entre los productores y el mercado. No es mi opinión que el mercado marginalista deba desaparecer, se trata, como se expone a continuación, de que debe complementarse con un precio bilateral sistema-productor para las plantas de producción de energía renovable.

Para entender el sentido último de esta propuesta conviene hacer tres observaciones iniciales:

  1. Entre los años 2000 a 2015 se produjo un despliegue fuertemente incentivado de plantas de producción de estas tecnologías que, a toro pasado, se ha revelado como un completo fracaso: el sistema eléctrico ha comprometido la friolera de 100.000 millones de euros en subvencionar instalaciones altamente ineficientes pero todavía en uso (por dar un término de comparación el rescate bancario costó 66.000 millones de euros), y respecto de las que la deuda pendiente en forma de subvenciones para pagar plantas que producen muy poca energía es todavía muy alta. Se ha pagado una enorme cifra de dinero (a través de la factura eléctrica) por muy poco en términos de producción energética. Estas ayudas se modificaron a la baja entre 2013 y 2015 y esta modificación provocó un sinfin de laudos arbitrales que han condenado, en muchos casos, al gobierno español a indemnizar a los inversores internacionales. Ciertamente acertar a posteriori es muy fácil, pero al menos debemos hacer un examen de conciencia que creo, en este punto, no se ha hecho social, política y económicamente.
  2. La energía en España ha sido, sobre todo para el sector industrial, de las más caras de la Unión Europea en los últimos 25 años. La asunción social y política según la cual, al no producir hidrocarburos la factura energética española debe ser alta, ha ocultado en el debate público la importancia, para la competitividad de la industria en España, de tener energía barata y de las palancas que las renovables, correctamente reguladas, ofrecían.
  3. Y sobre todo, y esto es lo más importante, la transición energética hacia la energía renovable que hemos vivido en los últimos 10 años ha sido extraordinariamente desordenada, y el desorden, por definición, genera una gran ineficiencia regulatoria. Desarrollaremos esta idea en el siguiente apartado.

Estos tres elementos exigen considerar un enfoque decidido de cambio de paradigma regulatorio en España para la producción de energías renovables.

Una burbuja generada por la regulación

Lo primero que un promotor de una planta de producción de electricidad renovable debe conseguir es un punto de conexión a la red (punto de acceso). Este es un derecho que no tiene precio alguno pero se trata de un recurso escaso que la regulación ha asignado gratuitamente al primero que lo pide. Ciertamente luego hay que presentar una serie de avales que garantizan el desarrollo de la planta pero, en general, esto no ha afectado materialmente al proceso de promoción de una planta pues el coste de los avales ha sido bajo. Con el punto de acceso conseguido, el promotor busca suelos para construir la planta. Como en España (esto es una peculiaridad de nuestro sistema en comparación con cualquier otro país de Europa -salvo algunos del Este-) no hay limitación legal general a implantar plantas fotovoltaicas o eólicas en suelo rural (salvo las ambientales) y España tiene un territorio con poca población relativa y muy concentrada en núcleos urbanos compactos, la obtención de suelo para instalar la planta tampoco ha supuesto límite alguno al promotor como, sin embargo, suele ocurrir en Europa. Ha sido fácil y barato. Además, en última instancia, aprobado técnicamente un proyecto, siempre se ha aplicado sin problemas para cualquier promotor la figura, prevista en el art. 54 de la LSE, de la declaración de interés general y el acceso a la expropiación para obtener suelos (expediente mucho más complejo de utilizar, de nuevo, en otros países europeos).

Y todo ello, como se colige de lo expuesto, en un marco general en el que no ha existido planificación alguna.

¿Cuál ha sido el cuello de botella de la promoción de plantas renovables? En general la financiación. Y la financiación ha estado conectada directamente con la forma de fijar los precios de las plantas renovables una vez puestas en operación. Las entidades financieras, fondos de deuda, etc., solo han financiado si el precio que se obtendría por la energía producida por la planta justificaba la rentabilidad de la inversión. Para ello se han utilizado a asesores que son reputados expertos en la evolución del precio del mercado, garantías regulatorias como son las “subastas de energía renovables” (que veremos más adelante funcionan muy ineficientemente) y los denominados PPAs (contratos bilaterales de compraventa de energía a largo plazo) que, en cierto número, las grandes empresas industriales han firmado con promotores de parques.

El proceso es muy ineficiente y desordenado por dos razones básicas, ambas ya expuestas. La primera es que el derecho al desarrollo de los proyectos se ha basado en la mera solicitud sin que se haya evaluado la calidad del proyecto, eficiencia para la red, complejidad de mantener la estabilidad del sistema en esa área geográfica, etc., pues en el momento en que se otorga el punto de acceso no hay en puridad proyecto alguno. La segunda es que el desarrollo del proyecto ha dependido del acceso a una financiación que ha estado condicionada por incentivos de terceros extraordinariamente coyunturales – “conseguir firmar un PPA”- o de tener proyectos que han accedido por subasta al régimen del art. 14.7, bis de la LSE que otorga un sistema de retribución fija a las plantas que han accedido a dicho régimen.

Todo lo cual ha generado que se especule con los derechos a construir parques eólicos y fotovoltaicos por parte de aquellos promotores que no podían obtener fácilmente financiación. El promotor que consiguió el derecho de acceso y conexión, especialmente para los proyectos más sencillos de desarrollar, que se coparon en los años 2015 a 2018, ha conseguido unos beneficios muy relevantes sin necesidad de comenzar ni siquiera la construcción de la planta, pues el valor de mercado de esos derechos de conexión ha sido, y es, altísimo, bajo diversas circunstancias. La regulación ha generado, por ello, una gran burbuja especulativa de proyectos.

Lógicamente, este mercado de desarrollo de plantas renovables ha generado, a la vez, la sucesiva entrada de inversores en los proyectos, con costes de capital más bajos, ya que los proyectos, en su fase de desarrollo, es habitual que cambien varias veces de propietarios.

Se trata, pues, de un mercado ideal para un inversor con visión, suficiente capital para llegar al denominado “ready to build” y algo de suerte. ¿Pero ha sido eficiente desde la perspectiva del consumidor de energía eléctrica y el desarrollo óptimo de la red de producción de energía eléctrica? Creo que no. Si entre 2000 y 2015 el modelo erró en el sistema de incentivos, entre 2015 y 2025 ha errado en el sistema de supervisión y control del despliegue de la red de producción de energías renovables: se trata de un sistema que no permite a la Administración planificar ni supervisar de ninguna manera el desarrollo de la red y que incentiva la especulación. Por supuesto esto no quiere decir que el sistema no haya sido eficaz (se han desarrollado muchos MWs renovables); mi posición es que dista de haber sido eficiente: ha sido caro, no ha sido ordenado y, además, no se ha planificado desde la perspectiva de la seguridad del sistema (como desgraciadamente ha quedado probado).

El regulador ha tratado de reconducir la situación en los últimos años introduciendo sucesivos incentivos regulatorios específicos.

El más conocido y utilizado es el de las subastas para el acceso al régimen de retribución específica para plantas de energías renovables regulado en el Real Decreto 413/2014. El objetivo teórico de las subastas es incentivar el desarrollo de proyectos de parques de producción de energías renovables, lo cual no deja de ser irónico en un mercado que es difícil no calificar como “burbuja”. Este mecanismo, que rompe los principios del sistema marginalista, como ya apuntábamos anteriormente, se introduce en el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, que incluyó en la LSE el art. 14.7 bis, y se desarrolló en detalle mediante el Real Decreto 960/2020. Consiste en un sistema por el cual el adjudicatario en un proceso de subastas obtiene el derecho a que la planta que construya se retribuya al precio de adjudicación de la subasta. Este sistema tiene virtudes en la medida que garantiza la construcción de plantas de producción de energía renovable cuyo precio de venta de energía se ha sometido al mercado con un método que incentiva un precio bajo. Ahora bien, el diseño tiene una serie de problemas estructurales que las hacen claramente ineficaces para conseguir un despliegue ordenado y barato de plantas de producción de energías renovables. Entre otros, los siguientes:

  • Estas subastas no están en realidad vinculadas a un proyecto específico: el adjudicatario puede aplicarlas al proyecto que decida con lo que, de nuevo, se ha generado un derecho sin coste que ha sido transaccionado en el mercado.
  • El adjudicatario de la subasta puede renunciar a participar en el régimen económico del que ha sido adjudicatario, lo que el informe de la CNMC sospecha que ha ocurrido en la práctica con gran parte de los MW adjudicados –ver al respecto, pg.21 del informe de 27 de julio de 2023 sobre las subastas de 2022–, lo que se confirma en las informaciones periodísticas recientes disponibles –ver Cinco Días del 4 de marzo de 2025– y está vinculado a que el precio de mercado es más interesante. Los adjudicatarios tienen un incentivo regulatorio a especular con el derecho de modo que el instrumento no reduce el precio de la energía para el consumidor. En definitiva, existe un consenso de mercado en que el despliegue de plantas renovables (en su conjunto) no ha dependido de estas subastas, sin perjuicio del mayor valor que determinados proyectos han podido tener por ser titulares de precio de retribución “cerrado”.

Frente a esta situación, el Gobierno ha puesto en vigor unos cuantos ‘parches’. Así:

  • Mediante el RD 1183/2020 se aprobó una nueva regulación del sistema de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica que sustituyó el principio de prioridad temporal por un sistema de subasta de puntos de conexión cuya adjudicación se vincula a la calidad del proyecto, pero que apenas se ha usado, pues los puntos de conexión de la red están básicamente copados por solicitantes previos.
  • Se ha establecido un sistema de plazos para el desarrollo y ejecución de los proyectos de modo que el retraso podía suponer la pérdida del derecho al acceso y conexión (Real Decreto – Ley 15/2018 concretado en el Real Decreto-ley 23/2020) lo que, en teoría, permitía que las Administraciones Públicas pudieran supervisar la efectiva ejecución de los proyectos que tenían derechos de acceso y conexión. Esta regulación es la que con más derecho merece la denominación de “parche”, pues parece poco razonable que la Administración reconozca que ignora qué proyectos con derechos de acceso y conexión se estaban ejecutando.
  • Se han impuesto limitaciones a la transmisión de proyectos en fase de desarrollo que han ido apareciendo en diversas normas autonómicas reguladoras del procedimiento de autorización de plantas de energías renovables y que describen bien la preocupación de la Administración por la existencia de un mercado muy lucrativo de venta de proyectos en desarrollo que ha enriquecido a los inversores que en 2015-2018 coparon los puntos de conexión disponibles.

Como se aprecia de la exposición realizada hasta aquí, el español es un alambicado sistema regulatorio que, en teoría, se basa en la simple autorización administrativa para que cualquiera pueda, en principio, promover la construcción de una planta de producción de energía renovable pero que, en la práctica limita extraordinariamente estos proyectos debido a la escasez de puntos de conexión a la red. Con el efecto agravado de que las Administraciones tienen poca capacidad para planificar e intervenir en su desarrollo. El sistema vive por ello en el peor de los mundos: está prácticamente cerrado pues los inversores privados han copado los puntos de conexión disponibles obteniendo unos –estos sí– beneficios inmerecidos y, los que quedan, se ha decidido que se liciten por el sector público con criterios necesariamente genéricos que no garantizan la eficiencia del sistema de desarrollo.

El Real Decreto 1183/2020 de Acceso y Conexión reserva a la Administración el derecho a licitar los puntos de conexión disponibles o futuros sobre la base de criterios sociales o de desarrollo territorial (ni siquiera vinculados al precio de la energía o eficiencia del sistema).

Si a todo ello se une el sistema marginalista de fijación del precio de la electricidad en el mercado, se comprende fácilmente que los proyectos de inversión más recientes tendrán dificultades insalvables para desarrollar rentablemente sus proyectos. El debate no es si esta remuneración es justa o no (claro que es justa, pues el sistema legal la permite e incentiva), sino si la regulación ha sido eficiente para el despliegue de una planta de renovables capaz de producir energía barata o no, y no lo ha sido. Es decir, el sistema, en última instancia, sobre todo por este principio de fijación marginalista del precio, ha costado mucho más de lo que podría haber costado por cómo se ha regulado. De nuevo un precio alto de la energía sin justificación conceptual.

El Reglamento (UE) 1747/2024: los contratos «bidireccionales» y el paso de la autorización a la concesión

El marco normativo condicionante de todo el sistema ha cambiado desde mediados de 2024. Todavía el regulador no ha afrontado ninguna modificación del mismo, pero es necesario que lo haga pronto.

La novedad clave del nuevo sistema regulatorio europeo es el artículo 19 quinquies del Reglamento (UE) 2024/1747:

«Sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias para inversiones. … Los sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad para la generación de electricidad a partir de las fuentes enumeradas en el apartado 4 adoptarán la forma de contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos (…)”.

Este nuevo sistema tiene condicionantes temporales y procedimentales que exceden el objetivo de esta entrada, pero, en resumen, lo que exigen es que (i) se apliquen solo a plantas de energías renovables, (ii) se liciten de forma concurrencial y abierta y (iii) no distorsionen el mercado de manera que el sistema de mercado marginalista siga funcionando.

Las oportunidades que ofrece este nuevo sistema de retribución son extraordinarias y permiten bilateralizar el sistema de promoción de las plantas de producción de energías renovables, de tal manera que el precio de la producción de cada planta se adapte a lo que el mercado, en un procedimiento concurrencial, fije para esa planta, en concreto, en el momento temporal concreto de la licitación.

Es importante destacar que, frente al sistema del artículo 14.7, bis de la LSE, el reglamento comunitario vigente establece en la bilateralidad una habilitación general y ya no requiere una habilitación específica para excepcionar el sistema marginalista.

Este sistema no es novedoso desde la perspectiva internacional –en toda Latinoamérica por ejemplo, es, probablemente, el que podría considerarse ordinario–: el Estado licita el desarrollo de un proyecto y los promotores interesados hacen sus ofertas de tal forma que, entre otras cuestiones, se fija, en ese procedimiento competitivo, el precio de la energía que va a producir a largo plazo dicha planta.

Es decir, frente al sistema español, teóricamente autorizatorio, se trataría de un sistema de corte concesional en el que la Administración tiene la reserva de los puntos de conexión para que el productor pueda acceder a la red eléctrica y este derecho se obtiene en una licitación pública. La diferencia esencial frente al vigente sistema es que, en el sistema propuesto, el precio que retribuirá dicho proyecto se fija en la licitación y no se integra ni un sistema marginalista (de mercado) ni tampoco en sistemas como las subastas licitadas en España hasta la fecha que permite a los adjudicatarios la renuncia posterior.

Las potenciales ventajas de los contratos ‘bidireccionales’ pueden resumirse en el muy superior control que la Administración Pública podrá ejercer sobre el despliegue de plantas de renovables. Así, la Administración:

  • Decide en qué punto de conexión se desarrolla una planta y lo licita (los procesos de seguridad y mallado de la red pueden tenerse en cuenta, lo que se ha demostrado que no es baladí, haciendo más eficiente y sencilla la gestión técnica del sistema).
  • Puede, además, concretar los terrenos sobre los que la planta debe construirse, lo que permite tener en cuenta criterios ambientales y paisajísticos, que ha sido uno de los déficits de nuestro sistema de despliegue de las plantas solares y eólicas en los últimos años en España.
  • Tiene control e información de detalle sobre el despliegue temporal del sistema de renovables y seguridad contractual sobre los plazos en los que se pondrán las plantas en operación.
  • Puede condicionar tecnológicamente las características de las plantas, por ejemplo, exigiendo la implantación de baterías que permitan almacenar la energía producida por la planta o definiendo determinados características técnicas que hagan más fácil de gestionar el sistema en el largo plazo. Los condicionantes técnicos a los plazos de despliegue de las plantas renovables y los requerimientos de su funcionamiento para estabilizar el sistema no tienen que hacerse necesariamente fuera de la relación bilateral con el promotor, como se hace ahora, y ello daría mucha seguridad al sistema en su conjunto.
  • Puede supervisar con detalle el grado de cumplimiento de los compromisos de desarrollo, pues existirá un contrato de tipo concesional con sistemas de auditoría, información y reporte que permita a la Administración conocer y condicionar el funcionamiento de la planta (capacidad de la que ahora mismo se carece).
  • Puede establecer las obligaciones de inversión en infraestructuras comunes de evacuación que se estimen oportunas como carga para el desarrollo de la planta, estableciendo un mitigante al problema habitual del desarrollo de plantas de energías renovables que es el retraso en el desarrollo de estas infraestructuras comunes por falta de acuerdo entre varios promotores.
  • Puede supervisar y estar informado de los procedimientos de transmisión de la propiedad de la sociedad promotora mediante instrumentos contractuales claros.
  • Podrá fijar un precio bilateral para la producción de energía de dicha planta de tal forma que la remuneración de dicha planta a lo largo de la vida útil de la misma será la que resulte de la oferta del licitador optimizando los costes financieros, de compra de equipos y de producción del momento de la adjudicación. De esta manera la rentabilidad de cada proyecto se ajustará de forma mucho más precisa a sus costes reales y se eliminarán incertidumbres en el mercado que un sistema marginalista incentiva sin ventajas en términos del coste para el sistema.
  • Y, por fin, se evitará un sistema de especulación vinculado a los derechos gratuitos obtenidos sobre recursos públicos (la capacidad de red) que genera poco valor al sistema subiendo innecesariamente la retribución de las plantas.

En definitiva, un sistema ‘concesional’ incrementa la seguridad jurídica, reduce los costes de financiación, facilita la gestión segura del sistema y promueve la competencia a la entrada del mercado. Tenemos además la ventaja de que el régimen jurídico de detalle de este tipo de contratos ‘bidireccionales’ está perfectamente definido en el contrato de concesión de obra pública que regula la Ley de Contratos del Sector Público, que debería configurar el marco jurídico supletorio de las normas específicas de este nuevo modelo. Legislativamente, hace falta modificar la Ley del Sector Eléctrico para habilitar estas licitaciones de concesiones de proyectos de producción de energía renovable y prever una regulación transitoria del actual modelo al que se propone, regulación que genera cuestiones de gran relevancia que exceden de las posibilidades de esta entrada.

Enrique Echeverría. Crepúsculo, 1968. Óleo sobre tela. Colección particular