Evolución anual y acumulada de la potencia instalada en España (1998-2016)
Fuente: AEE
Si en España no hubiese 23.000 MW eólicos que proporcionan energía limpia y autóctona a los consumidores, en 2016 el precio del mercado eléctrico hubiese sido 15,26 euros/MWh más alto –un 28%–, según los cálculos de AEE. En el conjunto del año, la eólica generó 47.721 GWh, una cantidad muy similar a la de 2015, y abasteció de electricidad al 18,4% de los españoles, según datos provisionales del operador del sistema, REE.
Las miradas se dirigen ahora hacia la subasta de 3.000 MW renovables anunciada por el Gobierno que, si estuviese bien orientada, podría poner fin a la parálisis de las inversiones desde la moratoria verde. Ahora bien, el diseño final de esta subasta –que se encuentra aún en periodo de información pública– será clave. AEE aboga por un sistema de subastas que encuentre el equilibrio entre fomentar la energía barata, autóctona y sin emisiones, con el fomento del tejido industrial español. Para ello, sería necesario contar con cupos diferenciados por tecnología, de modo que las empresas tuviesen visibilidad y pudiesen tomar decisiones en consecuencia. Un sistema que garantice no sólo el cumplimiento de los objetivos medioambientales de la UE de cara a 2020 y 2030, sino que también contribuya a la reactivación de la economía de las diferentes comunidades autónomas y a la creación de empleo industrial.
Debería tenerse en cuenta también que, para que se reactiven las inversiones en el sector en España, es necesario resolver determinados aspectos de la Reforma Energética –especialmente en el Real Decreto 413/2014– que son un obstáculo para el éxito de la subasta por la inseguridad jurídica del propio modelo. Destaca el hecho de que la rentabilidad razonable de los proyectos pueda ser modificada cada seis años. En el caso de esta subasta, se da la paradoja de que los proyectos que resulten adjudicatarios han de estar instalados a finales de 2019, fecha en la que acaba el periodo regulatorio de seis años en el que el Gobierno puede modificar la rentabilidad razonable de las instalaciones. Es decir, que los proyectos que vayan a la subasta lo harán a ciegas, desconociendo la retribución que van a tener, lo que dificulta sobremanera el acceso a la financiación.
También es necesario eliminar los límites de la senda de precios de mercado prevista que impiden que se alcance la rentabilidad que garantiza la ley. Asimismo, se debería compensar a las empresas cada año en vez de cada tres. En la misma línea, AEE considera que para el año 2020 y siguientes se debe utilizar una senda de precios de mercado para calcular la retribución más acorde con la realidad, opinión que comparte la propia CNMC como ha expresado en sendos informes. Esto implicaría utilizar la cotización actual del futuro de OMIP para el año 2020, de 42,22 euros/MWh, frente a los 52 euros utilizados por el regulador en su propuesta, aún pendiente de publicación en el BOE a pesar de que es la norma que fija la retribución del sector con efectos desde el pasado 1 de enero. Es decir que, actualmente, las empresas eólicas españolas no saben con qué retribución cuentan.
A continuación, se pueden consultar los diferentes rankings por potencia instalada a 31 de diciembre de 2016: por comunidades autónomas, por promotores y por fabricantes.
Potencia eólica instalada por Comunidades Autónomas en 2016 (en MW y porcentaje de cuota de mercado)
Fuente: AEE
Potencia instalada por promotores (en MW y porcentaje de cuota de mercado)
Fuente: AEE
El criterio utilizado por AEE para calcular la potencia instalada no siempre coincide con los datos publicados por los promotores.
La cifra total por promotor está ligada a la potencia atribuible en función de su porcentaje de participación en los parques eólicos.
(*) Renomar cuenta con un total de 493,5 MW. Acciona controla el 50% de esta sociedad, por lo que en el cuadro sólo se refleja el 50% que corresponde a Medwind.
Potencia instalada por fabricantes (en MW y porcentaje de cuota de mercado)
Fuente: AEE