«La pregunta determinante no es ¿cuál es tu TIR?, sino ¿tú qué futuro te crees?»

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pv magazine: ¿Qué servicios prestáis?

Javier Revuelta: Formamos parte de un gran grupo en el que trabajan 17.000 personas, y en nuestra división nos dedicamos a la consultoría centrada en la energía y en “bioproductos”. La parte bio trata componentes de madera o derivados biológicos, así como la transformación del plástico en biomateriales.

En AFRY damos asesoría en el sector energético, en un sentido amplio, no solo electricidad. Asesoramos a empresas gasistas y petroleras; realizamos proyecciones, fórmulas de precios, asesoramos en arbitrajes, y todo de una forma muy completa. Hace años, se podía mirar el sector de manera aislada, y ya hacíamos proyecciones hasta el 2040. Ahora hay que interconectar todo: mercado eléctrico, vehículo eléctrico, industria, hidrógeno… Nosotros damos todo tipo de estudios prospectivos, no solo económicos, sino técnicos y regulatorios, para el sector energético en general. Por lo que más nos conocen es por la proyección de precios de electricidad, un servicio que ofrecemos en Europa, Asia, algunos sitios de Oceanía, América… Se habla de la AFRY’s curve, esa línea de precios del mercado eléctrico que tiene miles de hipótesis y cálculos. Hay muchas formas de producir proyecciones, y nadie conoce ni va a acertar el futuro, pero nosotros tratamos de ser la referencia de los futuros para los que tiene sentido prepararse. Nos consultan principalmente sponsors, que quieren saber cuál será el escenario central y su ingreso futuro y el futuro del pool si desarrollan un parque en España, por ejemplo, pero también bancos, consumidores que quieren firmar un PPA o que están decidiendo en qué país instalarse, e incluso Gobiernos, reguladores o la propia Comisión Europea.

 

¿Cómo modelizáis vosotros?

Tenemos modelos que hacen cálculos que tratan de replicar cómo se comportaría el mercado eléctrico bajo determinadas hipótesis y lo que hacemos es llegar a escenarios en los que nos cuadran las hipótesis con los resultados.

Hay varios tipos de modelos, que separaría en dos familias: modelos más “econométricos” o estadísticos, que buscan relaciones históricas y las proyectan a futuro; y modelos fundamentales, con los que trabajamos nosotros para el largo plazo. Se trata de modelos en los que vas al fundamento del precio. ¿Cuál es el fundamento del precio de la electricidad? Las centrales de las que dispones, el coste que tiene cada una y la manera de ofertar que tiene cada una. Replicamos hora a hora, mes o mes y año a año el comportamiento que va a tener el pool eléctrico en base a una modelización de todas las centrales que hay en España y en Europa. Lo que hace Euphemia, el algoritmo de casación europeo, de hoy para mañana, nosotros lo hacemos a 40 años, año a año, hasta el 2060, y con varios patrones meteorológicos, y macroeconómicos…. Es decir, desarrollamos una visión de todos los aspectos que se te ocurran y nos apoyamos en modelos con millones de datos. Luego hacemos interactuar esos modelos con hipótesis que adoptamos nosotros, como los datos de costes, el posible desarrollo de tecnologías o la influencia de las políticas que se tomen.

No es que le demos a un botón y las matemáticas nos digan el futuro, sino que nuestros expertos interactúan con estos modelos hasta reflejar escenarios consistentes en que cada actor hará lo que tiene sentido que haga dado el contexto. El sector eléctrico es una gran partida de ajedrez, y nuestro equipo trata, como el ordenador Deep Blue en el ajedrez, modelizar muchas posibles partidas asumiendo que los jugadores harán movimientos sensatos. Aunque, igual que el ajedrez, el sector eléctrico es indescifrable, hay infinidad de posibles movimientos, y además hay jugadores que hacen cosas no sólo imprevistas, ¡sino a veces ilógicas! ¿Sabíais que, si el día siguiente al Big Bang hubiéramos programado un ordenador actual para que calculara todas las posibles jugadas del ajedrez, hoy todavía estaría lejos de haber resuelto el juego? Nos pasa lo mismo, calculamos muchas partidas posibles, pero nunca será suficiente… ¡por suerte creo que siempre tendremos trabajo!

 

¿Ha evolucionado el escenario tal y como lo habéis previsto?

Hacemos tantas proyecciones y para horizontes tan largos que ha habido de todo, periodos en que bastante bien, y periodos en que menos bien. Monitorizamos permanentemente los porqués, y seguimos sofisticando nuestros procesos con cada vez más variables y más análisis prospectivos. Aunque hay que saber interpretar la volatilidad meteorológica, la regulación cambiante sobre impuestos o tasas. Lo que importa no es acertar bien el precio de mercado año a año, sino acertar lo mejor posible la TIR que va a tener una inversión, y en eso creo que acertamos bastante bien. Frecuentemente pasan cosas que nadie había previsto, como la Covid, o el bofetón del Brent en los años 2014-2015. En general, en el corto plazo se suele tener cierta visibilidad para los 2-3 años siguientes (aunque el gas es un capítulo aparte, hay volatilidades imposibles de prever). En horizontes más largos, diría que lo principal que puede sacudir las previsiones es un avance tecnológico inesperado y un cambio brusco de política. Por ejemplo, los costes de la tecnología solar han superado nuestras expectativas en los últimos años (¡las nuestras y las de todo el sector!), y eso nos ha hecho revisar proyecciones a la baja, porque los inversores futuros podrán canibalizar el precio hasta niveles más bajos de los que esperábamos hasta hace pocos años, manteniendo su rentabilidad. Además, hasta 2018 había consenso en el sector de que nunca más habría incentivos a las renovables, y este Gobierno, creo que en parte alentado por el informe del IPCC sobre las devastadoras consecuencias de superar los 2ºC en este siglo (y toda una serie de motivos muy válidos, que gran parte de la sociedad ya ha bendecido), ha apostado muy fuerte por las subastas, que pueden cambiar drásticamente el escenario y afectar a los precios muy a la baja gracias a complementos ajenos al pool. Por otra parte, aunque llevamos años hablando y modelizando la revolución del hidrógeno, no habíamos previsto que estuviera presente en 2030 porque no imaginábamos que habría políticas tan favorables ni que se fuera a incentivar de esta manera una tendencia que hoy por hoy está muy lejos de ser rentable. El hidrógeno será un gran aliado de las renovables, conteniendo su canibalización en el mercado, siempre que la regulación acompañe (hay muchos planes de desarrollar el hidrógeno desconectado completamente de la red).

Acertamos en algunas cuestiones, y en otras no tanto, somos muy transparentes con las hipótesis y los resultados porque estudios tipo caja negra, en nuestra opinión, no valen para nada.

 

¿Tan importante es contar con previsiones? Aquí y ahora parece que el mercado no necesita grandes empujones para funcionar.

Es importantísimo, nadie se juega su dinero sin estudios prospectivos. Te pongo un ejemplo de drivers de precio a prever, ¿qué pasaría si el LCOE de la fotovoltaica, que hoy está, por ejemplo, en los 35 euros, fuera de 15 euros en 2040? Además, somos de los pocos que decimos que los precios de mercado, por poder, pueden ser inferiores al LCOE de tecnologías, no ya de hoy, sino de las tecnologías futuras. ¿Por qué? Porque nadie impide al Gobierno inundar España de renovables, en el buen sentido. En ese caso, es inevitable que los precios caigan a valores muy bajos en las horas de excedentes. También es importante cuestionar y relativizar los objetivos políticos, porque las políticas frecuentemente son cortoplacistas y las inversiones son a muy largo plazo, con muchos cambios políticos a lo largo de su vida. Nosotros tenemos muchas opiniones distintas de las que se dicen hoy, y también consideramos supuestos que aún no se han opinado. Y, en cualquier caso, es impensable tomar decisiones en base a un único escenario, sino que deben tomarse en base a varios que cubran en rango razonable de futuros alcistas y bajistas, e idealmente se debe poder vivir en todos ellos. Como mínimo se deben entender y aceptar las hipótesis que fundamentan las proyecciones de uno mismo, y poder responder ¿realmente a qué drivers de futuro estoy apostando yo? ¿a que van a desarrollarse 3 interconexiones en 10 años? ¿a que el gas duplicará su precio en 5 años? ¿a que se van a cerrar todas las nucleares?

 

Hay 125 GW entre eólica y solar con permiso concedido. ¿Cuánto se va a construir?

Según los datos públicos, para solar, el apetito inversor es de unos 25 GW al año de media, pero creemos que lo que se va a construir va a ser muy inferior al apetito inversor.

La fotovoltaica que se va a desarrollar en España está muy condicionada por los megavatios que subaste el Gobierno. Y es irrelevante el precio de la subasta.

Nuestra visión es que la primera limitación vendrá por los cuellos de botella en tramitación. Es decir, tramitación ambiental no va a pasar todo lo que está en desarrollo. Algunos plazos van a expirar y, lo que a día de hoy no ven los inversores y nosotros sí vemos a la hora de modelizar el pool, es que llegará un momento en el que depender 100% del mercado tendrá demasiado riesgo. A medida que entren mucha renovables, el precio -en horas de sol- caerá. ¿Qué pueden hacer las promotoras para cubrir ese riesgo? Conseguir un PPA, o una cobertura financiera, o ir a una subasta que les dé visibilidad de ingresos, o posicionarse en la comercialización.

Nosotros lo que vemos, el último cuello de botella, es que solo unos cuantos proyectos serán económicamente viables. Lo que no tenemos claro aún es cuál es el número exacto por varios factores. El primero, es que el Gobierno ha hablado de mínimos, no de máximos. Por otro lado, todas las administraciones están saturadas. Probablemente desde que solicitas el proyecto hasta que empiezas la construcción, pueden pasar 4 o 5 años.

Nunca se ha puesto al sistema en esta situación, por lo que es muy difícil saber si a ready to build llegarán 10, 7 o 4 GW. Otro grado de incertidumbre es cómo se van a financiar. Creemos que ese va a ser el gran filtro final que va a hacer que se reduzca, de todos lo que han llegado a ready to build a solo los que sean económicamente viables.

 

Y, ¿cuáles serán económicamente viables en el futuro?

Todo está en si convences a tu comité de inversión y a los financiadores. Los que participan en subasta serán viables, en función de su agresividad en las ofertas. El Gobierno tiene en su mano incrementar la penetración renovable a través de subastas que garanticen un ingreso que viabiliza económicamente la planta.

Pero los inversores ‘merchant’ hacen una gran apuesta sobre los precios de los próximos 30 años. Por eso, el entorno actual y el de los próximos años no van de TIR. La pregunta no es ¿cuál es tu TIR? La pregunta es ¿tú qué futuro te crees?Porque si te crees un futuro de precios altos, tu inversión aparentemente será buena, pero me consta que hay visiones muy diferentes del futuro; lo cual es normal ante tantos factores inciertos.

 

Has dicho muchas veces que no te gusta el diseño de las subastas.

No se trata de que no nos gusten, sino de que el diseño nos parece mejorable. Hay mil diseños posibles, y este es un diseño subóptimo porque creemos que no maximiza el interés general. No minimiza riesgos para el promotor, ni tampoco creo que alcance el precio más bajo para el consumidor. Pero no creo que el diseño sea malo o inefectivo, más bien diría lo contrario. En cuanto a objetivos, diría que están muy bien cumplidos, porque lo principal es que las renovables se instalen con continuidad, más allá de abaratar algún euro más o algún euro menos la factura.

Lo que va a pasar con el diseño actual es que en torno al año 8, todo el mundo se va a salir de del REER. Creemos que entonces el pool estará por encima de 25€/MWh, por lo que el IPP dirá “me salgo del REER, dejo de reducir la factura del consumidor y me quedo todo el upside para mí”. El diseño no es simétrico. Una subasta a 20 años sin posibilidad de salir del sistema, por ejemplo, creo que sería más beneficiosa para el consumidor y también para el adjudicatario.

Otro fallo importante es sobre el almacenamiento. A pesar de lo flexible que es el REER, incluso su marco más amplio no es adecuado para el almacenamiento. Hace falta cambiar alguna cosa para incentivar almacenamiento, que todos estamos de acuerdo en que tiene que venir, híbrido o standalone, bombeo… sin él, el PNIEC está cojo.

 

La canibalización de precios puede ser muy buena para el consumidor, pero no para el IPP. ¿Hay algún escenario en el que pueda llover a gusto de todos?

Las subastas lo son. El Gobierno dice: estos son mis objetivos, estas son mis reglas, ¿qué ingreso necesitáis? Creo que los objetivos de megavatios del Gobierno son muy buenos para el sector. Y de momento hay hueco para los merchant con distinto perfil de riesgo/retorno. Donde no va a llover a gusto de todos y va a haber decisiones regulatorias de más calado es para otros sectores como el nuclear, ciclos combinados o hidráulica. Si el precio de mercado se va a los 20 euros, eso es inviable para las nucleares y diría que para la hidráulica. Pero si la nuclear se planta y cierra, tenemos todos un problema. Las renovables traen necesidades de cambios para que el sector funcione. Vienen patatas calientes para esas otras cuestiones que, por ahora, se tratan con un “ya se verá”.

 

¿Cómo afecta el cierre de centrales nucleares y térmicas de carbón al pool en España?

El carbón se cerrará todo y no habrá problema, solo va a tener repercusiones en cuanto al empleo, pero va a haber dinero para la transición justa, que es una gran idea. Hay cargas del pasado que van a desaparecer y habilitarán fuertes reducciones de la parte regulada.

El caso de las centrales nucleares es distinto: creo que serán problemáticas no solo de cara al calendario previsto para el desmantelamiento, sino de cara a la seguridad de suministro. Para que no se dé una situación como en Texas, se deben hacer estudios para tener garantizada la energía de forma robusta. Nunca se puede garantizar al 100%, porque eso tendría un coste prohibitivo, pero tiene que haber mucha potencia de respaldo. Y es improbable que se puedan cerrar nucleares según el PNIEC sin que afecte a la seguridad de suministro.

El gestor del sistema ha bendecido el PNIEC, pero el mismo PNIEC tiene muchos factores que se tienen que dar para que todo cuadre y que nosotros vemos altamente improbables, a saber:

-3 interconexiones con Francia para de 2027 a 2030 (2027 es la nueva fecha para la del Golfo de Vizcaya), cuando tradicionalmente han tardado al menos 10 años si todo ha ido bien.

-3,5 GW de almacenamiento con bombeos: los bombeos son proyectos con un desarrollo largo y de mucho riesgo que precisa de mucho consenso (¡solo durante su desarrollo hay 2 elecciones generales!), y ahora no hay ni siquiera un marco para incentivarlos. No es imposible porque proyectos haberlos haylos, pero vemos improbable que lleguen en tiempo.

 

¿Y qué pasa con el resto del almacenamiento previsto?

El plan del Gobierno es desplegar 11 GW nuevos de almacenamiento, de los cuales, 3,5 GW son en bombeos. Ninguno nos parece viable por mercado. Por lo tanto, el Gobierno debe procurar ingresos adicionales para las promotoras. Y una vez que tengamos dicho marco, contemos 6 a 10 años de desarrollo. Vamos muy justos para cumplir objetivos de bombeo.

Por la parte baterías, se prevén 2,5 GW. Esto sí es factible. La tecnología está ahí y los costes van a ir mejorando. Pero pensamos que van a seguir sin ser económicamente viables sin ese marco adicional, a expensas de las subvenciones europeas o españolas.

Y finalmente, 5 GW de termosolar. Nuestros estudios vienen a decir que la termosolar tiene sentido, incluso económico. Desarrollar termosolar puede ayudar a contribuir a alcanzar los ambiciosos objetivos de penetración renovable del PNIEC con unos costes totales del sistema, y factura eléctrica para el consumidor, muy parecidos y con hipótesis de capex razonables.

Pero el Gobierno cuenta con 5 GW en el PNIEC y las subastas nos llevan más bien a 1GW en 2030. ¿Cómo llegamos a 5000 MW para 2030? Sin incentivos –subastas o sin apoyos de la UE– no se van a construir termosolares.

Resumiendo, de los 16 GW que contempla en PNIEC de nueva potencia (3,5 bombeo, 2,5 baterías, 5 termosolar, y 5 de nuevas interconexiones), cuestionamos que 11 GW son como mínimo inciertos. ¿Se pueden cerrar las nucleares en estos entornos alternativos? Probablemente no. Además, si no se cierran, habrá precios más bajos y emisiones más bajas (a costa de incrementar ligeramente el volumen de residuos radiactivos). Adicionalmente, está la variable política que todo inversor tiene que considerar. Todos sabemos que el PP tienen una política en este sentido menos parecida a la de este Gobierno.

 

¿Cuándo se dará la grid parity de renovable con almacenamiento?

Algunos financieros tienen mal entendido este concepto. Si el almacenamiento optimizado contra el mercado no es económicamente viable, la hibridación tampoco lo va a ser. Puede producirse un muy pequeño ahorro en el capex porque puedas compartir la línea. Pero a día de hoy con el mecanismo que hay no es rentable con baterías de 1 hora, ni de 2, ni de 4. Lo será cuando el Gobierno desarrolle un marco que dé una fuente de ingreso adicional. Esa fuente puede ser creando subastas específicas o servicios adicionales nuevas.

Parece que habrá subastas específicas, pero hay que pensar bien el diseño, que no es nada trivial. Al sistema no le beneficia para casi nada almacenamiento de 1 hora. Solo desplaza marginalmente el problema, y no te da servicio de respaldo. Para que las baterías den un servicio adicional, tenemos que irnos a, como mínimo 3 o 4 horas, y eso sí permite cerrar alguna nuclear o cerrar un ciclo combinado.

Uno de los to-do más importante para el Gobierno es “¿cómo conseguimos sacar un marco para el almacenamiento”?

 

¿Qué pasa si cubrimos la capacidad de conexión a la red?

Hay tres límites de capacidad renovable: el de conexión, el de producción en tiempo real, y el económico. El de conexión es elevadísimo, y no se va a alcanzar. Se podrían conectar los 125 GW con acceso a la red concedido –como suma de eólica y fotovoltaica que hoy tiene el IVA positivo– y no pasaría nada, más allá de cortar producción con frecuencia. No se van a desarrollar porque habrá límites económicos más restrictivos. El otro límite es el que se puede inyectar en tiempo real, y eso lo decide la demanda y la operación segura.

Hay techos instantáneos determinados por la demanda en tiempo real -incluyendo hidrógeno, almacenamiento, vehículo eléctrico, etc.-, y techos económicos a nivel anual. El Gobierno puede aumentar este techo mediante subastas, pero, de hacerlo, repercutirá en el consumidor.

 

¿Cuál crees que sería la transformación adecuada del modelo energético?

Creo que el modelo marginalista no se va a cambiar en 10 años ni en 20. Creo que es muy imprudente que alguien asuma que se va a cambiar porque los precios sean demasiado bajos. Si, por ejemplo, –aunque es un caso teórico y no creo que se vaya a dar– se alcanzan los 15 euros de precio capturado anual solar, ¿qué pasaría?

El mercado no se reformará. La deficiencia de ingresos se resolverá con subastas. Habrá inversores que, con esos 15 euros, seguirán invirtiendo, o se puede dar un complemento al pool por subasta. El consumidor te paga la diferencia entre lo que has pedido y el precio de mercado.

Montes lo que montes, hace falta un precio de megavatio marginal y un mecanismo para despachar centrales, y hace falta que ese mecanismo despache siempre lo más barato. Si hay 1 MW solar disponible el Polonia, se tiene que poder aprovechar en España, y viceversa: si hay 1 MW disponible en España para poder apagar 1 MW de ciclo combinado en Holanda, se tiene que poder aprovechar y es útil que sea así, que exista un algoritmo que permita despachar siempre lo más barato.

Lo que sí hay que buscar y en lo que creo que sí habrá transformaciones es en los complementos; uno para las renovables es las subastas. Para la potencia firme, estamos dando vueltas a que pueda aparecer mercado o mecanismo de capacidad, y aquí hay muchas variantes, hay muchas maneras de retribuir algo que aporte firmeza: almacenamiento o ciclos combinados, pilas de hidrógeno… estamos dando vueltas a qué forma puede tener ese mecanismo, pero va a ser adicional y solo para los que provean esos servicios. El que invierte hoy no creo que deba confiar en percibir retroactivamente los mecanismos que vayan a proveer esos servicios futuros. Es posible que sí, pero es probable que no.

Tenemos que pensar un mercado que tenga sentido, minimizar los vertidos, más interconexión –pero tiene los tiempos que tiene–, y potenciar las Smart grids: decirle a Alexa o Siri que vaya a la web de Omie / Red eléctrica, y que gestione la carga del vehículo eléctrico, lavavajillas, etc. cuando haya sol o viento.

 

Una conclusión.

Es muy importante dar muchas señales de precio. Y, de cara al Gobierno, hay que empezar hoy a tomar decisiones para decidir cómo queremos descarbonizar en 2040 y 50. Si queremos una económica del hidrógeno tenemos que tomar decisiones de inversión en redes que permitan a los proyectos de hidrógeno empezar a desarrollarse mañana. Lo mismo sucede con las señales de electrificación de la industria.

Hay muchos retos muy interesantes en esta década y tenemos que empezar hoy a dar ideas al Gobierno para que los inversores estén listos para desplegar sus ideas pasado mañana y que en 2040 vayamos a esa economía descarbonizada.

 

¿El Gobierno escucha?

Nosotros algunas cosas las habríamos hecho de otra manera, pero creo que el Gobierno hace cosas buenas y escucha al sector, y decide con una vocación de transición energética que está clarísima. Va a tener que tomar decisiones difíciles; por ejemplo, sobre cómo incentivar el hidrógeno y cuanto, el biometano está muy olvidado y tendría un papel muy importante. Pero creo que su voluntad es buena, es permeable y escucha al sector. Su papeleta es francamente compleja, con que esperamos como mínimo poder dar ideas.

 

Javier Revuelta, Senior Principal en AFRY.

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