En revisión: política y regulación de energías renovables en España

Un extracto de The Renewable Energy Law Review, 5.ª edición

El marco normativo y regulatorio

i El trasfondo político

En julio de 2013, España inició una reforma del mercado eléctrico, con el objetivo declarado de garantizar la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico español.⁸ El Parlamento aprobó la Ley 24/2013, de 26 de diciembre de 2013 (Ley Eléctrica de 2013), a la que siguió la legislación secundaria aprobada entre junio de 2014 y marzo de 2022 (Régimen Retributivo Específico).⁹ El Régimen de Retribución Específica pasó del anterior sistema de incentivos en función del rendimiento a una variante de regulación de base tarifaria, y se aplica tanto a las plantas renovables existentes construidas antes de julio de 2013 como a las nuevas instalaciones renovables asignadas por las subastas de 2016 y 2017.¹⁰

Mecanismo basado en precios

El Régimen Retributivo Específico establece un mecanismo de incentivos que tiene como objetivo permitir que una planta eficiente cubra sus costes y obtenga una rentabilidad objetivo antes de impuestos (antes de la financiación). En el Régimen de Retribución Específica, el grueso de la retribución proviene de un incentivo fijo a la inversión por MW de potencia instalada.¹¹ España también ofrece un incentivo operativo por MWh producido para compensar los costes operativos estándar que una ‘empresa eficiente y bien gestionada’ no podría recuperar en el mercado. España revisa y puede actualizar las estimaciones de horas producidas y costes de explotación de las instalaciones tipo y las previsiones de precios de la electricidad española cada tres años (período semirregulatorio),¹² y el objetivo de retorno de la inversión cada seis años (el período regulatorio).

En noviembre de 2019, España anunció una reducción del nivel objetivo de rentabilidad antes de impuestos del 7,398 por ciento en el primer período regulatorio.¹³ al 7,09 por ciento para el segundo periodo regulatorio que comienza en enero de 2020. El objetivo de rentabilidad del 7,09 por ciento se aplica a las instalaciones renovables en Régimen Retributivo Específico cuyos propietarios hayan iniciado procedimientos contra España con motivo de la reforma regulatoria 2013/2014 y hayan decidido no renunciar a ellos. España conserva la discrecionalidad de modificar la rentabilidad objetivo cada periodo regulatorio.¹⁴

Mecanismo basado en la capacidad

La Ley Eléctrica de 2013 preveía la posibilidad de poner en marcha mecanismos competitivos de concurrencia para dar apoyo financiero a nuevas instalaciones renovables.¹⁵ Debido en gran parte a la moratoria de generación renovable iniciada en 2012,^dieciséis A partir de 2014, España comenzó a incumplir los objetivos anuales provisionales para alcanzar el objetivo a largo plazo de proporcionar el 20 % del consumo final de energía a partir de fuentes de energía renovables para 2020.

España puso fin a la moratoria en 2016. De conformidad con lo dispuesto en la Ley de Electricidad de 2013, en 2016 y 2017, España lanzó subastas por 8,7 GW de capacidad renovable adicional. Las nuevas instalaciones renovables adjudicadas por las subastas de 2016 y 2017 tenían derecho a ayudas económicas del Régimen Retributivo Específico.¹⁷

En junio de 2020, España aprobó una nueva regulación para la promoción de las energías renovables, que incluye reglas de subasta basadas en un mecanismo de pago por oferta (el Régimen Regulatorio 2020).¹⁸ El Régimen Regulatorio 2020 reforma el Régimen Retributivo Específico. Donde las subastas anteriores lanzadas en 2016 y 2017 establecieron descuentos al pago de capacidad por MW, el nuevo sistema aplica un incentivo tradicional basado en el desempeño en forma de FiT por MWh. Las nuevas reglas de subasta se aplican tanto a las nuevas instalaciones renovables como a la repotenciación de instalaciones renovables existentes.

En el mecanismo de pago por oferta,¹⁹ los desarrolladores de energías renovables ofrecen un precio de ejercicio específico.²⁰ El apoyo económico diario otorgado a los licitadores ganadores será el precio de ejercicio ajustado por la diferencia entre el precio de ejercicio y el precio de mercado, multiplicado por un factor de ajuste. El factor de ajuste es específico para cada tecnología y depende de la capacidad de despacho, con un total del 25 por ciento para instalaciones renovables con capacidades de despacho.²¹ y 5 por ciento para tecnologías no despachables.²²

El apoyo financiero también dependerá de dos umbrales:

1. un umbral máximo de energía, definido como el volumen máximo de energía de la subasta que puede recibir apoyo financiero; y
2. un umbral mínimo de energía, que se refiere al volumen mínimo de energía que debe entregarse para tener derecho al apoyo financiero.²³

Cualquier generación vendida más allá del umbral máximo no tendrá derecho a recibir apoyo financiero además del precio de mercado. Se podrán imponer sanciones a las instalaciones que no alcancen el umbral mínimo. Las instalaciones adjudicadas también pueden enfrentarse a sanciones si, por ejemplo, sufren retrasos en la construcción o se excluyen del programa.²⁴

Una vez fijado, el precio de ejercicio no se modificará durante el plazo máximo de entrega, que se fija entre 10 y 20 años según el tipo de tecnología,²⁵ y definido como el plazo máximo dentro del cual los adjudicatarios deben cumplir con la obligación de vender la energía mínima.²⁶

La Ley CCET también introduce el compromiso de publicar una previsión anual de las subastas previstas en los próximos cinco años, indicando los plazos aproximados, la frecuencia de las subastas, la capacidad esperada y, en su caso, las tecnologías previstas.

La primera subasta del Régimen Regulatorio 2020 se lanzó en enero de 2021, fijando un plazo máximo de entrega de la energía en subasta de 12 años.²⁷ España otorgó aproximadamente 2 GW de capacidad fotovoltaica (que debe estar en línea antes de fines de febrero de 2023) y 1 GW de capacidad eólica (que debe estar en línea antes de fines de febrero de 2024). El precio medio fue de 24,50 € por MWh para la fotovoltaica y de 25,30 € por MWh para la eólica.

La segunda subasta se lanzó en octubre de 2021 y adjudicó un total de 3,1 GW. De eso, 2,3 GW se destinaron a proyectos eólicos a un FiT medio de unos 30,20 € por MWh y 0,9 GW a fotovoltaica a un precio medio de 31,70 € por MWh.²⁸ Los FiT fueron de 5 a 7 € por MWh más altos en la subasta de octubre de 2021 que en la subasta de enero de 2021 debido a que los precios de la energía del mercado subieron en 2021 a raíz de la recuperación relacionada con la pandemia de covid-19.

Se espera una tercera subasta en la segunda mitad de 2022 por un total de 0,5 GW de capacidad renovable adicional, dividida en 0,2 GW para energía solar termoeléctrica, 0,14 GW para energía solar fotovoltaica distribuida, 0,14 GW para biomasa y 0,02 GW para otras tecnologías.

mecanismos de recuperación

En septiembre y octubre de 2021, España adoptó medidas regulatorias urgentes con carácter temporal para reducir el efecto de los precios mayoristas de energía récord en la factura eléctrica de los consumidores desde el comienzo de la crisis energética de 2021.²⁹ Esta nueva legislación estableció un mecanismo de recuperación de gas para redistribuir la supuesta retribución en exceso percibida por las tecnologías inframarginales y de generación limpia, incluidas la nuclear y las renovables, debido al aumento de precios en el mercado mayorista como consecuencia de la escalada del precio del gas natural.

De acuerdo con la legislación de septiembre y octubre de 2021, mensualmente se determina la supuesta sobrerretribución por cada MWh producido, siempre que el precio medio mensual del gas en el Mercado Ibérico de Gas (MIBGAS) supere los 20 € por MWh, y aumente con la precio del gas y el número de horas en que las CCGT fijan el precio marginal en el mercado mayorista de electricidad. El mecanismo de recuperación de gas se estableció originalmente para aplicarse solo durante el tercer trimestre de 2021. La legislación posterior ha extendido su validez hasta el 30 de junio de 2022.³⁰

Las tecnologías renovables afectadas por el mecanismo de recuperación de gas han internalizado el costo que el mecanismo impone a sus ofertas, aumentando así sus ofertas de suministro. En ausencia de la internalización, las energías renovables podrían terminar produciendo a pérdida.

Ciertas instalaciones de generación están exentas del mecanismo de recuperación de gas, incluidas las instalaciones y proyectos que cumplan al menos una de las siguientes condiciones:

1. se encuentran fuera de la península española;
2. son retribuidos bajo el Régimen Retributivo Específico;
3. fueron asignados por las subastas de 2021 bajo el Régimen Regulatorio de 2020; y
4. tienen una capacidad neta de 10MW o menos.

Las exenciones también se aplican a la energía suministrada a través de ciertos PPA (físicos o financieros) a largo plazo,³¹ incluido:³²

1. PPA no indexados al precio mayorista de electricidad;
2. los PPA de precio fijo indexados al precio mayorista de la electricidad, siempre que hayan sido firmados antes del 31 de marzo de 2022 o a precios inferiores a 67 €/MWh; y
3. PPA intragrupo entre empresas de generación y comercialización de energía integradas verticalmente si los consumidores finales pagan un precio inferior a 67 € por MWh.

Según España, las exenciones a los PPA están tratando de evitar situaciones irracionales en las que las instalaciones de generación con un PPA firmado tienen que pagar para producir la electricidad comprometida en el PPA, produciendo así a pérdida.

Se espera que un mecanismo adicional de recuperación de CO2 entre en vigencia en la segunda mitad de 2022.³³ El nuevo mecanismo pretende reducir aún más el supuesto exceso de retribución que reciben las tecnologías inframarginales y no emisoras de CO2 en la medida en que sus costes variables se sitúan por debajo de los elevados precios mayoristas de la electricidad imperantes impulsados ​​por la subida de los derechos de emisión de CO2. El mecanismo de recuperación de CO2 se aplicaría a las tecnologías inframarginales que no emiten, incluidas las tecnologías nuclear, hidráulica y eólica encargadas antes de la publicación de la Directiva del régimen de comercio de derechos de emisión de la UE en octubre de 2013.³⁴ La reducción de la retribución del mecanismo de recuperación de CO2 se calculará mensualmente, y en función de la producción eléctrica de las citadas instalaciones y de la diferencia entre el precio medio de la tonelada de CO2 equivalente de ese mes y un valor de referencia de 20,67 €. por tonelada de CO2.

Otras medidas tributarias legislativas

En junio de 2021, España aprobó una suspensión temporal de julio a septiembre de 2021 del impuesto de generación del 7 por ciento sobre los ingresos brutos para todas las plantas de generación.³⁵ Posteriormente, la nueva legislación aprobada entre septiembre de 2021 y marzo de 2022 prorrogó la suspensión hasta el 30 de junio de 2022.³⁶

Desde la segunda mitad de 2021, España ha adoptado además otras medidas fiscales excepcionales y transitorias para reducir el coste de la factura final de la luz, entre las que se incluye, entre otras, la reducción de la base imponible del Impuesto sobre el Valor Añadido de determinados suministros del 21 por ciento. ciento a 10 por ciento³⁷ y la reducción de la tasa del impuesto especial que se cobra en las facturas de electricidad por el uso de electricidad del 5,1 por ciento al 0,5 por ciento.³⁸ A mayo de 2022, las medidas fiscales excepcionales y transitorias se han prorrogado hasta el 30 de junio de 2022.³⁹ Las medidas tributarias legislativas descritas en esta sección podrían extenderse más allá de junio de 2022 si los precios de la energía se mantienen altos.

ii El marco regulatorio y de consentimiento

La Secretaría de Estado de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica es el departamento ministerial encargado de la regulación y ejecución del régimen económico de las energías renovables. Las comunidades autónomas tienen competencia para regular el despliegue de proyectos renovables y pueden introducir requisitos adicionales en su territorio.

El regulador independiente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, tiene autoridad para, entre otras cosas:

1. supervisar la gestión, asignación y cobro de la capacidad de conexión;
2. monitorear el origen de la electricidad a partir de fuentes de energía renovables y cogeneración de alta eficiencia;
3. emitir informes en relación con autorizaciones, modificaciones o cierres de instalaciones y en la solicitud de aprobación o autorización de regímenes económicos o retributivos; y
4. implementar y hacer cumplir las normas contenidas en determinadas normas secundarias publicadas por el Ministerio para la Transición Ecológica.