Empieza el desplome del precio de la electricidad: ¿debe preocuparse el sector solar?

La pasada semana, la fotovoltaica registraba la producción diaria más alta de la historia para un febrero en España, Portugal e Italia. Mientras, en lo que va de año, el consumo eléctrico se ha reducido un 7% respecto al año pasado, un 10,5% frente a hace 5 años y es prácticamente el mismo que hace 20 años. Así lo afirmaba también la pasada semana Grupo ASE, y señalaba que la actual tendencia de descenso de la demanda y de aumento de la generación renovable, sobre todo fotovoltaica, podría provocar a un importante desequilibrio entre demanda y oferta y conllevar precios muy bajos de la electricidad.

El coste de la electricidad se coloca este jueves, 22 de febrero, en los 10,71 euros /MWh de media. “Un día laborable, y nublado en gran parte de España”, añade Javier Revuelta, Senior Principal de AFRY.

Hace unos días, el presidente de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), Juan Diego Díaz, enfatizó durante la jornada Eólica y Mercado la necesidad de incrementar la demanda eléctrica para asegurar la estabilidad y alertaba sobre riesgos de pérdida de rentabilidad para proyectos eólicos si este aumento no se producía.

“Llevamos tiempo teniendo esto claro”, dice a pv magazine Javier Revuelta. Un precio ‘baseload’ de 35-40 €/ MWh esta primavera implica precios capturados solares de apenas 10 €/ MWh de media mensual. “Pero llega un punto en que más solar no baja más los precios (que ya estarán en cero) sino que solo se vierte recurso”, añade. “Antes pensábamos que los problemas de rentabilidad empezarían en el 2025, pero con las lluvias recientes y los precios de gas cayendo en picado, vamos a empezar ya en este año”, dice.

En marzo se prevén periodos de viento y un recurso solar muy superior al de febrero, de unos 20 GW en días soleados, que se mantendrá  hasta el próximo otoño. Por comparación, en 2023, los topes de integración fotovoltaica en mercado en primavera y verano rozaron los 16 GW, “así que nos sobran 5 GW”, dice Revuelta, y añade: “que se convertirán en 10 GW en 2025 y en 15 GW en 2026. Ya detectamos unos 0,4 GW de vertido fotovoltaico en mercado diario de 11 a 16 h el pasado 10 de febrero, y, simultáneamente 2- 4,5 GW de vertido eólico. Estamos ante un pistoletazo de salida para precios bajos prolongados,” pronostica.

Javier Revuelta propone acelerar la regulación para incentivar mucho más almacenamiento que el Mercado de Capacidad. “En mi opinión, es la prioridad n.º 1”. En segundo lugar, propone atraer industria. “Deberíamos ponerles alfombra roja a toda fábrica y data center que quiera venir. Y, en tercer lugar, habría que modificar peajes y cargos horarios.”

Pero reactivar y aumentar la demanda no se consigue de un día para otro. “¿Seguimos apuntando a 76 GW solares, o revisamos ya el PNIEC y nos centramos en acompasar solar y demanda para mantener rentabilidades y empleos?”, pregunta el Senior Principal de AFRY. Javier Revuelta calcula que 40.000 empleos podrían verse comprometidos con ese nivel de vertidos. “Y los 7 GW fotovoltaicos que venimos instalando al año no se vana mantener y vamos a pasar a descenso gradual”, concluye.

En este momento, el interés por el sol de España no decae: la sueca OX2 acaba de comprar 152 MW fotovoltaicos en nuestro país, esta semana, el grupo inmobiliario alemán HIH ha entrado en el mercado fotovoltaico español, y las grandes energéticas siguen anunciando proyectos en territorio nacional.

Carmen Izquierdo, CEO de la plataforma de compraventa de proyectos  nTeaser, dice a pv magazine que “estamos viendo una ligera ralentización en el mercado, y alguna bajada de precios, pero nada para preocuparse o que no nos parezca razonable”.

No obstante, el portavoz de una desarrolladora de proyectos de origen nacional presente en otros mercados que no quiere ser mencionado apunta que el mercado se regulará solo: “es un disparate celebrar como algo positivo todo lo que se quiere conectar en fotovoltaica. La mayor parte de los proyectos no se va a construir, y habrá muchas bajas en el sector”, añade. “Nosotros vamos a dejar de desarrollar solar en España, y apostaremos por eólica, que tiene más sentido”, concluye.

APPA señala una contracción de la demanda “no prevista en el PNIEC”

En su nota de prensa de arranque de año, APPA renovables incidía en la necesidad de electrificación por la preocupación ante la caída de demanda. “Las horas a precios cero y los vertidos son las caras de una misma moneda, el desigual desarrollo entre la generación eléctrica y la demanda. Un problema general que muestra, con el precio medio de 10,71 €/MWh para el día de hoy, sus efectos más claros”, dice a pv magazine Irma Villar, Directora de Proyectos de APPA Renovables.

Los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima marcan un ritmo instalador cercano a los 12 GW anuales de potencia renovable. “Teniendo en cuenta la potencia renovable conectada a red en 2023, del orden de 5.700 MW, está claro que no hay un exceso en la parte de incorporación”, añade, y explica que “lo que estamos viviendo son los efectos de una contracción de la demanda eléctrica que, para nada, estaba prevista en el PNIEC; el PNIEC contemplaba un escenario en el que la demanda eléctrica crecía un 5% anual”.

Sin embargo, los datos facilitados por Red Eléctrica muestran que, en 2023, hemos experimentado una disminución del 2,3% en la demanda medida en barras de central. “En total, la disminución es de más de siete puntos porcentuales (los 5 que no crecemos y los 2,3 que se reducen), lo que explica en parte la actual situación”, dice.

En esta disminución de la demanda eléctrica influye, por supuesto, el autoconsumo, “pero el autoconsumo no explica, por sí solo, esta disminución de la demanda y, en todo caso, ya estaba contemplado en el PNIEC, que marca unas metas de 19 GW para 2030. Ahora mismo estamos en esa senda”.

Como conclusión, desde APA explican que “el problema que enfrentamos, tanto a nivel de precios de mercado, donde hemos visto cómo los futuros se han desplomado en los últimos meses, como de vertidos de generación renovable, está en el lado de la demanda. Y es ahí donde tenemos que trabajar”, recalcan. Resulta fundamental que impulsemos la electrificación, “especialmente donde se sustituyan combustibles fósiles de forma directa. Esto mejorará nuestra balanza de pagos (en 2022 nos gastamos más de 90.000 millones de euros en importaciones fósiles) y nos permitirá acelerar la descarbonización. Con más de un 50% de electricidad renovable, la electrificación de consumo fósil resuelve muchos de los problemas de nuestro sistema energético”, concluyen.

Aleasoft Energy Forecasting: “hay que desarrollar cuatro vectores en paralelo”

“Hay que tener en cuenta que para que la transición energética salga bien hay que desarrollar cuatro vectores en paralelo: desarrollo de las renovables (eólica y fotovoltaica), almacenamiento, desarrollo de redes y desarrollo de la demanda renovable. En este momento el primer punto se ha desarrollado más aceleradamente comparado con los otros, solo hace falta ver el crecimiento de la energía solar fotovoltaica en los últimos años”, dice Aleasoft Energy Forecasting a pv magazine, y añade que “este fenómeno de la canibalización extrema de los precios del mercado mayorista se da porque vamos atrasados en el desarrollo de otros aspectos clave de la transición energética, más allá de las energías renovables”.

Aleasoft subraya que “hasta que la demanda no empiece a subir y la capacidad de almacenamiento no sea significativa, los episodios de precios muy bajos se van a repetir en situaciones de días o épocas de poca demanda y mucha energía renovable. Pero en el largo plazo, cuando la transición energética esté más avanzada y los desajustes coyunturales se hayan suavizado, no vemos riesgo de una canibalización catastrófica de los precios que haga que los proyectos de energía renovable no sean rentables en el largo plazo”, afirman desde la empresa.

Preguntada sobre si habría que revisar los objetivos del PNIEC, Aleasoft afirma que estos “deben ser ambiciosos, pero hay que entender que son objetivos que marcan una dirección. Cuánta energía renovable cabe en el sistema, eso será el mercado quien lo determine. Lo que hay que hacer es desarrollar todos los objetivos del PNIEC, también aquellos sobre electrificación, vehículos eléctricos y baterías”, concluye.