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Goldman Sachs pone números al terremoto regulatorio sobre el sistema eléctrico de España que el Gobierno piensa desencadenar en 2019

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Javier Angulo.- Una reunión con responsables del Ministerio de Energía y el consecuente informe de Goldman Sachs sobre las conclusiones. Así caduca el mantra enarbolado por la Administración Rajoy de que las medidas puestas en marcha por el binomio Soria-Nadal servían para aportar estabilidad al sistema eléctrico. Se avecinan nuevos recortes retributivos en las actividades reguladas y la recomendación de la entidad financiera estadounidense es clara: invertir en las utilities españolas no es buen negocio: caerán un 8% de media hasta 2025.

A nivel bursátil, Goldman Sachs considera que el mercado no está descontando el impacto sobre las cuentas de las compañías energéticas que puede producirse a raíz de la revisión regulatoria que se producirá a finales de 2019, al finalizar el primer periodo regulatorio de 6 años establecido por el Gobierno en la denominada como reforma energética, con los consiguientes efectos sobre los ingresos percibidos por redes y renovables. Un nuevo ajuste contable que viene a sumarse a la reforma de 2013, con un impacto aproximado de 10.000 millones de euros para enjugar el déficit tarifario.

Tal y como ha manifestado el ministro de Energía, Álvaro Nadal, y pudo corroborar ante los enviados de Goldman Sachs el secretario de Estado de Energía, Daniel Navia, la intención del Gobierno es aplicar en su literalidad la Ley del Sector Eléctrico de 2013 y mantener la rentabilidad razonable, establecida para las actividades reguladas, ligada al rendimiento del bono español a 10 años más 300 puntos básicos, eso sí, calculándose en cada momento de revisión retributiva y desde las perspectivas de las instalaciones tipo bien gestionadas. En consecuencia, el recorte retributivo que el Gobierno ejecutará para las redes de transporte y distribución de electricidad en el período regulatorio 2020-2025 puede alcanzar un recorte de la rentabilidad de un 40%. Igualmente, y por el mismo procedimiento, salen mal paradas las renovables, con un nuevo ajuste de hasta un tercio en su rentabilidad.

En este sentido, Goldman Sachs aconseja ser cautelosos con las compañías energéticas españolas y cambia directamente su consejo sobre Acciona, donde ahora mantiene una posición neutral y en la que hasta ahora venía recomendando entrar a los inversores. Más tajante es su cambio de postura con Red Eléctrica de España. La compañía presidida por José Folgado puede ser una de las grandes damnificadas de los nuevos recortes al depender en gran medida de su retribución como operador del transporte, tras sortear las reformas anteriores. Por ello Goldman Sachs aconseja vender las participaciones en la compañía. En el resto de utilities, mantiene una postura neutral respecto a Enagás e Iberdrola, mientras que aconseja abandonar posiciones en la compañía lusa EDP, en Endesa y Gas Natural Fenosa.

Precisamente la principal perjudicada en Bolsa desde que se conoció el informe de Goldman Sachs es Gas Natural Fenosa, con una caída acumulada en las dos últimas sesiones del 3,08%, similar al 3,07% perdido por Red Eléctrica. Por su parte Acciona ha caído un 2,75% en las dos últimas sesiones, acercándose a perder los 70 euros por acción, mientras que Endesa perdió un 1,78%, poniendo en peligro los 20 euros pero en unos números que no llaman especialmente la atención al situarse en cifras muy similares a las de Iberdrola, que con un negocio más internacional también cayó un 1,76%.

Otro de los aspectos señalados por Goldman Sachs en su informe es que la nueva potencia renovable subastada durante este año, que debería comenzar a operar antes de 2020 para cumplir los objetivos europeos, supondrá introducir una mayor presión a la baja sobre el precio del mercado mayorista de electricidad (pool) por el aluvión de megavatios de energía eólica y fotovoltaica. Por ello, ante estas perspectivas, Goldman Sachs subraya que no hace “ninguna recomendación de comprar en la región” y, al contrario, recomienda vender, principalmente EDP y Endesa, donde calcula un riesgo de caída de rentabilidad de hasta el 15%.  De hecho, la caída media de rentabilidad en las empresas del sector que se anticipa es del 8%, dependiendo el mayor o menor impacto de su exposición al mercado español y su participación en las actividades afectadas por esta revisión retributiva que prepara el Gobierno.

El sistema eléctrico acumula un déficit de 1.562 millones hasta mayo, con una evolución 324 millones mejor de lo previsto

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Europa Press.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico se situó en 1.562 millones de euros en los cinco primeros meses del año, 324 millones menos de lo previsto, según la quinta liquidación mensual realizada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El consumo eléctrico registrado en mayo fue de 81.917 gigavatios hora (GWh), un 1,5% superior al valor promedio observado en años anteriores, mientras que los ingresos por peajes de acceso y cargos de consumidores fueron de 4.860,5 millones de euros, también un 1,3% superiores al valor promedio histórico. En la liquidación 5/2017 de la CNMC, los costes regulados han sido 240,5 millones de euros inferiores a los previstos debido, principalmente, a unos menores costes de la retribución específica de la producción de renovables, cogeneración y residuos del sistema peninsular, y de la retribución adicional y específica de los sistemas extrapeninsulares.

El coeficiente de cobertura de la liquidación provisional se situó en un 74,26%, frente al 71,65% en la liquidación 4/2017, y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar por ahora con cargo a la liquidación. En cuanto a las renovables, en mayo, la CNMC ha gestionado la liquidación de 63.665 instalaciones del colectivo total de instalaciones que estaban inscritas en el Registro de Régimen Retributivo Específico del Ministerio de Energía y que tienen derecho a retribución específica.

La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada desde enero a mayo de 2017, con cargo a las Liquidaciones de las Actividades Reguladas del Sector Eléctrico se elevó hasta los 2.886,440 millones de euros. Como consecuencia de los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar un coeficiente de cobertura del 74,26% al importe total de las liquidaciones acumuladas. La cantidad a pagar a cuenta a los productores en la Liquidación 5/2017 asciende a 501,06 millones de euros.

En cuanto al sector gasista, el total de ingresos declarados por las empresas al sistema supuso 1.239 millones de euros. Esta cantidad es un 2,9% superior al mismo periodo del ejercicio anterior, destacando el incremento de los ingresos por peaje de transporte-distribución y por peaje de regasificación. La retribución total acreditada es de 1.214 millones de euros, que es un 2,4% inferior a la del año anterior. El déficit provisional de la liquidación del sector gasista 5/2017 fue de 80 millones de euros, frente al déficit de 120 millones de euros en el mismo periodo del año anterior.Teniendo en cuenta los ingresos, se tiene un índice de cobertura del 93,4% de la retribución acreditada.

Las subastas de suelo móvil

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El espacio entre subasta y subasta de nueva potencia renovable ha amplificado los cuestionamientos de las dos anteriores, en la medida en que ha incidido en la complejidad de la misma y, en consecuencia, en la dificultad de los operadores para su entendimiento; todo ello aderezado por la fórmula española de transición energética pendiente de definición, de la resolución de pleitos y de los arbitrajes abiertos en las instancias internacionales en materia renovable y las amenazas a la seguridad jurídica.

El primero es el anuncio de la tercera subasta de potencia renovable realizado por el propio Mariano Rajoy de forma inmediatamente posterior a la celebración de la segunda, lo que pilló por sorpresa a propios y extraños y, principalmente, a los mismos adjudicatarios de la potencia recién subastada con menos de una semana de antelación. Un anuncio que venía a uncir la necesidad de cumplir con los objetivos de generación y potencia renovable que España tenía, con la comunicación política añadida. El departamento de Energía busca la forma de multiplexar la potencia adjudicada por si fallan los calendarios de puesta en funcionamiento de la misma.

En segundo lugar, y casi en paralelo, las revelaciones y propias declaraciones del ministro de Energía, anunciando la revisión de los criterios de cálculo respecto de la rentabilidad razonable de las instalaciones de régimen especial. Unos criterios instaurados en la reforma eléctrica de 2013 y que, en aplicación directa y virtual de la rebaja del bono español, confirma la comprensión del Ministerio de la rentabilidad en las subastas como “suelo móvil” variable. Interpretación que ha causado un fuerte malestar en los titulares de las instalaciones actuales, además de apuntalar la decisión de los operadores eólicos que deciden no participar en el mercado español por su inseguridad jurídica y su incertidumbre.

Una advertencia, la de Nadal, acompañada además de una admonición hacia las empresas de menor tamaño y a otros operadores maverick, ahuyentándoles en lo que se refiere a la participación en las subastas por su propia complejidad, para que no se vieran atrapados en una posible reducción retributiva, además de las dudas existentes respecto a la viabilidad de la ejecución de los proyectos resultantes. El hecho es que el sector se empieza a apuntar a la tendencia de los contratos bilaterales de suministro frente a la inestabilidad de las subastas.

Por su lado, el ministro que busca sobre todo tener las manos libres para hacer y deshacer, sin aceptar restricciones del marco jurídico, económico, presupuestario, europeo o de la inversión y, a la vez, sin consecuencias derivadas de los grados de libertad de la discrecionalidad en la acción política. Sin embargo, desde instancias europeas se tiene en observación la deriva de la regulación renovable española.

Por otra parte, pese al discurso teórico de comunicación política de neutralidad tecnológica, las condiciones de diseño de cada subasta apuntan o se orientan hacia tecnologías diferentes. Eso le permite al Ministerio conseguir que permanezca viva la lucha entre tecnologías, cuya división tanto éxito ha traído en el pasado a sus responsables para alejar el foco, de forma que, a la vista del corto espacio de tiempo en que se producen estas subastas, la única forma de influir en la mediática es la proliferación de invectivas intertecnológicas. Todo apunta a que esta subasta abrirá la mano con la fotovoltaica, lo cual proporcionará coartada al propio Ejecutivo y dejará sin argumentos a los teóricos de la conspiranoia de los grandes operadores.

En suma, que estamos ante el resultado de una subasta más: de suelo móvil, de calidad de marco regulador, de regulación a la española. Veremos.

Compromís recurre en el Congreso el veto del Gobierno a una iniciativa que presentó sobre la retribución a las fotovoltaicas

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Europa Press.- Compromís ha presentado un recurso ante la Mesa del Congreso con la intención de que reconsidere su decisión de aceptar el veto planteado por el Gobierno que impidió la tramitación de una proposición de ley de la formación valenciana sobre la retribución a las fotovoltaicas.

El Ejecutivo está facultado para frenar las iniciativas legislativas que supongan un aumento del gasto o una disminución de ingresos y en lo que va de legislatura ya ha recurrido a esta herramienta en 34 ocasiones. Para Compromís, el uso de este instrumento debería ser «extraordinario» pero el Gobierno lo está usando habitualmente de forma «partidista, partidaria y a la carta» para «trampear las incomodidades de una legislatura en minoría«.

Ante el veto a su ley, Compromís solicitó un informe de la Oficina Presupuestaria de las Cortes que, según el diputado Ignasi Candela, les respondió con un texto plagado de «errores». «Utiliza criterios diferentes, no explica la metodología utilizada y entra en juicios de valor que nada tienen que ver con el presupuesto», señaló Candela, quien también se queja de que, en lugar de estudiar el impacto presupuestario de su iniciativa se limita a hacer un «análisis jurídico para avalar la decisión del Gobierno». Candela niega que la iniciativa implique un aumento de gasto y por eso han solicitado a la Mesa del Congreso la reconsideración del acuerdo por el que no admite su tramitación.

Endesa invertirá 600 millones en la potencia eólica adjudicada mientras Fidentiis aplaude que Acciona no pujara en la subasta renovable

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Europa Press.- La firma Fidentiis considera «muy positiva» para Acciona la decisión adoptada por la empresa de no acudir a la subasta de nueva potencia renovable convocada por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital. Por su parte, Endesa ha anunciado que invertirá alrededor de 600 millones de euros en la construcción de la potencia eólica adjudicada en la subasta de renovables a su filial verde Enel Green Power España, según indicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Enel Green Power se ha hecho con una partida de 540 megavatios (MW). Una vez construida y puesta en operación, la compañía asegura que la capacidad eólica generará aproximadamente 1.750 gigavatios (GWh) al año y evitará la emisión de alrededor de 1.050.000 toneladas de CO2 a la atmósfera. La nueva adjudicación supone elevar la capacidad instalada de Enel Green Power España hasta los 2.215 MW, 2.158 MW de potencia eólica. Con esta inversión, Endesa cumple con sus compromisos anunciados en el mercado hasta 2019 para renovables. Los proyectos eólicos se localizarán en las regiones de Aragón, Andalucía, Castilla y León y Galicia, donde ya cuenta con presencia de recursos eólicos.

El consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha celebrado que esta nueva subasta «posiciona a Enel Green Power España como uno de los principales operadores renovables dentro del mercado español». «Esta adjudicación representa un paso importante dentro del proceso de descarbonización de Endesa en 2050 que permite una transición segura hacia el nuevo modelo energético libre de emisiones», ha destacado. La macrosubasta de renovables celebrada puso en juego 2.000 MW, ampliables a 3.000 MW. El objetivo de la subasta lanzada por el Gobierno era permitir introducir las tecnologías renovables más eficientes en costes y que la convocatoria permita a España avanzar en el cumplimiento de los objetivos de la Unión Europea de renovables para 2020.

Aplauden la decisión de Acciona

«A la vista de su exposición a España y la falta de visibilidad, vemos de forma muy positiva la decisión de Acciona de no pujar en este proceso«, aseguró la firma Fidentiis en un informe acerca de la subasta y la participación de la citada empresa. La principal «preocupación» de Fidentiis acerca de la subasta de renovables es precisamente «la falta de visibilidad», ya que la remuneración de los nuevos proyectos se revisará en 2019, junto con la del resto del sector. «El modelo no garantiza ninguna rentabilidad», aseguró la firma que, al describir la subasta, destacaba el carácter «tecnológicamente neutral» de la subasta y la decisión de las grandes compañías del país, salvo Acciona, de acudir a la puja.

Standard&Poor’s considera que la retribución de REE y Enagás debería vincularse al IPC y denuncia la ausencia del regulador independiente

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Europa Press.- Standard&Poor’s (S&P) considera que el marco regulatorio para las actividades de transporte y distribución de electricidad y gas en España es «adecuado», pero detecta varias «debilidades» en el sistema, entre ellas la de que las retribuciones de Red Eléctrica de España (REE) y Enagás no estén vinculadas al IPC. S&P indica que «por ley las tarifas para los operadores de transporte de gas y electricidad no están vinculadas al IPC».

Otros puntos débiles son, desde su punto de vista, «la ausencia de un regulador independiente», en referencia a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), «el déficit de tarifa remanente en el sistema» y «la sensibilidad de los distribuidores y transportistas de gas hacia los volúmenes de gas«. En todo caso, también realza que el entorno regulatorio ofrece «características consistentes con una ventaja regulatoria adecuada y fuerte». Los operadores de gas y de electricidad se benefician, según indica, de unos marcos regulatorios recientemente establecidos que se asimilan a los de un sistema «maduro» y en el que las condiciones se definen cada 6 años de forma «transparente».

El Supremo admite a trámite el recurso de APPA contra la orden que revisa los parámetros retributivos a las renovables

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Europa Press / EFE.- El Tribunal Supremo ha admitido a trámite el recurso de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA) contra la orden ministerial de actualización de los parámetros retributivos de las instalaciones de energías renovables para el semiperiodo regulatorio 2017-2019, que comenzó el 1 de enero, por considerar que reduce los ingresos que deberían percibir. La Sala de lo Contencioso-Administrativo admitió el recurso, presentado por la firma Holtrop SLP Transaction & Business Law, según publica el Boletín Oficial del Estado (BOE).

La Ley del Sector Eléctrico establece periodos regulatorios de seis años, tras los cuales se pueden revisar diferentes parámetros retributivos, pero también semiperiodos de tres años, el primero de los cuales finalizó en 2017, al término de los cuales se revisan las previsiones de ingresos por la venta de energía en el mercado. Esa primera revisión al cumplirse los primeros tres años la llevó a cabo el Ministerio de Energía en febrero de este año, para lo cual fijó unos precios esperados para los años 2017, 2018 y 2019 de entre 41 y 43 euros el megavatio hora (MWh), que luego para 2020 en adelante sitúa en 52 euros, un 25% más que los estimados para antes de esa fecha.

En el cálculo de la retribución que perciben como complemento a los precios las instalaciones de energías renovables, para las que la Ley del Sector Eléctrico garantiza una rentabilidad razonable del 7,4%, se tiene en cuenta el precio de mercado previsto, que se basa en los futuros de OMIP. Si los precios previstos son más altos que los reales, la retribución que reciben las instalaciones será menor lo que, según el director general de APPA, José María García-Moya, hará que el sector deje de percibir 600 millones de euros sobre lo que considera que les correspondería en el semiperiodo 2017-2019.

García-Moya explica que ello se debe a que cómo la estimación que recoge la orden es que a partir de 2020 cobrarán 52 euros por MWh, en el semiperiodo de tres años, en que los ingresos previstos son de 42,84 euros/MWh en 2017; 41,54 euros/MWh en 2018 y 41,87 euros/MWh en 2019, no hay que retribuirles para complementar el precio, ya que en el futuro aumentarán sus ingresos. De hecho APPA subraya que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya denunció esta distorsión, remarcando la «inconsistencia» y la «abierta contradicción» que supone incrementar el precio previsto del mercado a partir del año 2020 en más de un 24% respecto a las estimaciones consideradas en otras órdenes.

APPA destaca que el recurso tiene «una importancia capital» para la viabilidad de las empresas del sector renovable, que en el primer semiperiodo regulatorio ya dejaron de ingresar 930 millones de euros, de los cuales 574 millones «los han perdido de forma definitiva». La asociación considera que esto supone quitarles a las renovables lo que tenían reconocido y les detrae ingresos, al tiempo que reclama un sistema que dé a la industria renovable mayor certidumbre y que las revisiones sean «más armonizadas». Sin embargo, el Ministerio de Energía esgrimió que la revisión de los parámetros supondría un incremento de la retribución para estas instalaciones de unos 600 millones al año.

La CNMC advierte a Energía de que su plan para los purines dejaría a la mitad del sector sin retribución

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Redacción / Agencias.- La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) advirtió al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital de que su propuesta sobre la revisión retributiva para las plantas de purines de porcino dejará a más de la mitad de las instalaciones sin retribución.

Concretamente, la CNMC señala en un informe, sobre la propuesta de orden de parámetros retributivos para instalaciones tipo de tratamiento y reducción de purines, que la intención de Energía de reducir la vida útil regulatoria de las plantas de 25 a 15 años hará que, antes de que concluya 2017, más de la mitad de las 33 instalaciones existentes ya hayan alcanzado o superado el tiempo durante el cual tienen derecho a recibir retribución. El regulador ha recordado que, además, muchas de esas instalaciones, de gran importancia para prevenir el impacto medioambiental que tendrían unos residuos como los purines en caso de filtración en el subsuelo, han estado inactivas durante gran parte de 2014, así como en 2015 y 2016.

La propuesta de Energía obedece a una sentencia del Tribunal Supremo de junio de 2016 en la que se declaran nulos algunos elementos que formaban parte de la retribución a las plantas de tratamiento de purines porcinos.Además, el Supremo declaró que la orden ministerial IET/1045/2014 de parámetros retributivos ignoró las «singularidades» que la normativa precedente había reconocido a estas instalaciones con respecto a las de cogeneración. Tras la elaboración de la propuesta para cumplir la sentencia, el regulador ha redactado un informe en el que realiza varias observaciones acerca de la futura regulación propuesta por el Ministerio de Energía.

Aparte de las consideraciones sobre la posible retirada de la retribución, la CNMC advierte de que Energía, al calcular la nueva vida útil regulatoria de 15 años, parece considerar que, de forma genérica, una planta de tratamiento de purines funciona 8.000 horas anuales. «Incluso antes de la reforma regulatoria de 2014 pocas plantas han logrado tales niveles de actividad, dado que supondría que estarían funcionando de forma constante y a plena carga durante 11 meses de producción ininterrumpida», replica el regulador. La CNMC recuerda que la sentencia del Supremo no requiere al Ministerio que modifique la vida útil regulatoria de las plantas y, en todo caso, considera que los cambios propuestos «no estarían adecuadamente justificados».

Finalmente, en lo referido a los precios del gas natural que se tienen en cuenta para retribuir la operación de las plantas de purines, la CNMC señala que se debería adoptar un “criterio homogéneo”. De esta forma, en cada momento se utilizaría el mejor valor disponible, en función de datos reales, siempre que esto fuera posible. La propuesta del Ministerio incluye una serie de precios reales y estimados, de forma que el ajuste por las bajadas en el coste de combustible registradas en 2016 se podría repercutir a las plantas de purines dos veces, en lugar de una, señala. Este desfase, señala el organismo regulatorio en su informe, podría prolongarse, en el peor de los casos, hasta finales de 2019.

Además de las dos sentencias del Supremo de junio del año pasado que anuló dos anexos de la orden de parámetros retributivos, una nueva resolución de este tribunal ha vuelto a dar la razón a la empresa Energyworks en respuesta a otro recurso en el mismo sentido y ordena a la Administración a que en un plazo de cuatro meses apruebe una nueva regulación que sustituya a la de la instalación tipo que anula ahora por ser disconforme a derecho.

La patronal APPA ve un «grave error» de Energía al «enfrentar a las diferentes tecnologías renovables en la subasta»

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Europa Press.- La Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA) considera «un grave error» del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital «enfrentar las tecnologías renovables en la subasta» e «ignorar la complementariedad que existe entre las distintas energías renovables». APPA denuncia la «precipitación, ausencia de consenso y falta de planificación» de la subasta renovable, y considera que el diseño de la licitación «perpetúa la inseguridad jurídica incluso para los proyectos que aún no se han presentado».

Achacan esta inseguridad jurídica a que «la rentabilidad razonable no tendrá un valor fijo a lo largo de la vida útil» de los proyectos. «La variabilidad de un parámetro tan importante viene a sumarse a la innecesaria complejidad de la subasta», afirma. Además, critica que el proceso se lance sin consenso con el sector, lo que supone «desoír la experiencia del sector renovable y apostar por una subasta que exclusivamente valora el coste para el sistema independientemente de la tecnología, creando de esta manera una falsa sensación de neutralidad tecnológica».

«Al no contemplar las diferentes características de las fuentes renovables y no establecer subastas específicas por tecnologías, el Ministerio obvia importantes beneficios de un mix renovable diversificado como pueden ser la seguridad de suministro, la gestionabilidad de la producción o el desarrollo armonizado del sector renovable», señala. APPA insiste en la incertidumbre que genera una rentabilidad razonable que no se mantiene fija a lo largo del tiempo. «No se pide una rentabilidad mayor o menor, lo que se pide es que clarifiquen cuál va a ser esa rentabilidad para que las empresas puedan tomar la decisión correspondiente y ejecutar las inversiones con la información más completa posible», indica el presidente de APPA, José Miguel Villarig.

La subasta renovable se celebrará el 17 de mayo, triplicando los avales requeridos y con máximos para los descuentos

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Europa Press.– La nueva subasta de renovables para la instalación de hasta 3.000 megavatios (MW) se celebrará el próximo 17 de mayo, según una resolución publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE) por el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital. En concreto, el BOE ha publicado dos resoluciones sobre la subasta para la asignación del régimen retributivo específico para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de tecnología renovable.

Energía indica que la subasta permitirá introducir las renovables más eficientes en costes y que la convocatoria permitirá a España avanzar en el cumplimiento de los objetivos de la Unión Europea de renovables para 2020. La entidad administradora de esta subasta es el Operador Español del Mercado Eléctrico (OMIE). De forma expresa se licitan 2.000 MW renovables y, como estaba previsto en los borradores publicados por Energía, reservan una opción de ampliación que permitirá sumar otros 1.000 MW y alcanzar los 3.000 MW. El procedimiento para esta ampliación es confidencial.

Las resoluciones incluyen algunos cambios con respecto a los borradores, entre ellos el descuento máximo en la presentación de las ofertas en función de diferentes tecnologías. Si antes eran del 66,01% en el caso de la eólica, en el 59,84% en el de la fotovoltaica y en el 98,94% en el resto de tecnologías, el texto final recoge porcentajes del 63,43% para la eólica, del 51,22% para la fotovoltaica y del 99,99% para el resto.

La subasta utilizará un sistema marginalista en el que los interesados pujarán a la baja hasta completar la bolsa de megavatios en juego. Las ofertas se ordenarán de más barata a más cara, y la última en llenar el cupo será la que marque el precio. Las nuevas subastas se presentan como tecnológicamente neutrales, de modo que podrán competir todas las fuentes renovables Esta circunstancia difiere de lo ocurrido en la primera subasta, en la que se pusieron en juego 700 MW, de los que 500 MW eran eólicos y los 200 restantes, de biomasa.

No obstante, este planteamiento ha generado controversia en el sector, ya que la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) considera que no hay tal neutralidad y ha solicitado medidas precautelares al Tribunal Supremo para la suspensión de la subasta, al considerar que el mecanismo beneficia a la eólica. La asociación fotovoltaica denuncia que, en caso de empate, se tomará el proyecto que genere más megavatios hora por cada megavatio instalado, conforme al número de horas de funcionamiento, y que este factor supone una ventaja para la eólica.

Las resoluciones publicadas en el BOE recogen un sistema por el que las ofertas se seguirán realizando en sobre cerrado y conforme a las inversiones previstas. Como novedad, se realizarán unos ajustes conforme a una fórmula para establecer el sobrecoste que los proyectos generarán al sistema eléctrico. Una vez se conozcan el valor de la inversión inicial y el resto de parámetros retributivos, se calculará para cada oferta la retribución a la inversión y el cociente entre esta retribución a la inversión y el número de horas estándares de funcionamiento.

Como resultado de la subasta, se obtendrá la potencia adjudicada a cada participante para cada tecnología, así como el porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo. La referencia final de la subasta será «el porcentaje de reducción del valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo de referencia para nuevas instalaciones».

En cuanto a los avales necesarios para participar, pasarán de los 20 euros por cada kilovatio (kW) incluidos en la primera subasta a un valor tres veces superior, de 60 euros. Otra de las novedades de la nueva subasta es que se podrá ofertar en bloques de un tamaño máximo de 100 MW, mientras que anteriormente el máximo de la puja era de 50 MW.