Inquietud en la industria fotovoltaica por la caída de los precios de la electricidad de los próximos años

Crece la preocupación en el sector fotovoltaico por cómo van a evolucionar los precios en el mercado eléctrico al mismo tiempo que sigue aumentando la capacidad instalada. No hay duda que está viviendo un momento de esplendor. Ya hay concedidos puntos de acceso y conexión para 78 GW y otros 21 GW están en lista de espera, y que si se ponen en marcha, serán proyectos que querrán recuperar su inversión vía precios del mercado, pero si, como se espera, estos bajan, podría provocar un serio problema de rentabilidad.

La referencia de precios en el mercado de futuro arroja cifras que no suben de los 40-42 euros/MWh para los próximos años (según productos de OMI de hasta siete años), y no hay previsibilidad ni certeza de lo que ocurrirá a más largo plazo, y esa inquietud flotaba en el ambiente de la jornada ‘Plantas Solares en España: desarrollo, financiación y futuro energético’ organizada por UNEF y Soltec.

«Actualmente se vive una volatilidad vinculada a los precios de las materias primas, sobre todo del gas, que ha bajado hasta los 9 euros/MWh en este mes de marzo, con una expectativa para el mes próximo de un euro menos. Son unos precios muy diferentes si los comparamos con los de hace un año, que rondaban los 20 euros/MWh» explica Carmen Becerril, presidenta de OMEL, «son precios marcadamente inferiores, y es una volatilidad a largo plazo (comparando año tras año) donde el gas marca el marginal en muchas horas del día».

Sin embargo, se está produciendo otro efecto en el mercado, el conocido como ‘efecto caníbal’, en el que bajan los precios a medida que aumenta la participación de las renovables en el pool. «En función de la disponibilidad de las renovables también tendrá su repercusión en el mercado. Por ejemplo, hemos podido ver la gran aportación eólica de los últimos días, que ha permitido que el flujo de interconexión con Francia haya cambiado, convirtiéndonos en exportadores. Y con la fotovoltaica pasará algo parecido. Su integración traerá más diferencias entre los precios hora valle y punta, la diferencia entre precios máximos y mínimos tenderá a ampliarse pero no sé si a esto lo podremos llamar volatilidad».

«Es cierto que en el año 2024 se esperan precios algo más bajos de los que tenemos actualmente, pero también ocurre en los mercados a plazo de países como Francia o Alemania», añade.

«El problema es para un objetivo de instalación de 30 GW fotovoltaicos al año, hemos pasado a tener en un solo año 78 GW concedidos y otros 21 GW solicitados», explica por su parte José Donoso, director general de UNEF, «hemos tenido unos protocolos de concesión de puntos de conexión muy laxos. Por el momento, habría que introducir criterios intermedios y quien no los cumpla pierde esos puntos y para el futuro, quien lo solicite, lo haga con un proyecto real, porque dudo que muchos de esos GW que tienen punto de conexión se vayan a hacer».

Pese a todo, el representante del sector fotovoltaico en España reconoce que hay preocupación por la evolución de los precios en el mercado eléctrico. «Si el precio cae de forma moderada, permitirá que los agentes se vayan autoajustando, se adecúen a las circunstancias y valoren si continúan adelante con el proyecto o abandonan, pero si no es así, habrá algunos promotores que puedan encontrar dificultades para recuperar su inversión» añade, «y esta incertidumbre es posible porque tenemos un sistema de mercado que no sirve para el nuevo modelo de generación».

Por eso, Donoso insiste en la importancia de las subastas de energía renovable para garantizar un desarrollo ordenado y estable del sector fotovoltaico y así permitir el fortalecimiento del tejido industrial asociado. “Desde el sector fotovoltaico, pedimos que se convoquen cuanto antes nuevas subastas, que cuenten con un modelo estándar y homologable internacionalmente, y que se defina un calendario mínimo a 5 años con dos convocatorias anuales, para dar previsibilidad al sector”.

«Estoy de acuerdo en que hay que establecer hitos en la concesión de puntos de conexión», puntualiza Jorge Morales de Labra, director general de Geoatlanter, «a día de hoy, es un bien muy preciado y no puede estar años en manos de quien está esperando sacar el mejor partido. Por eso, si se habla de un proceso de burbuja, sería más bien en los precios que se están ofertando para comprar puntos de conexión y no en el sector fotovoltaico».

Para Morales de Labra, «se deben cambiar ciertos procedimientos técnicos, porque la tecnología ha evolucionado y permite cambios regulatorios. Por ejemplo, hay una normativa de hace 20 años que tiene puesta una limitación del 5% de potencia de cortocircuito. Entonces había cierto miedo a la generación asíncrona y se decidió como medida de seguridad. Pero la situación actual es radicalmente diferente. Nuestros inversores tienen capacidad para ajustarse a la nueva realidad y aunque es cierto que el ratio de horas de funcionamiento de las renovables es inferior al de las convencionales, no se necesita tanta capacidad como algunos dicen».

A día de hoy, las renovables pueden aumentar su capacidad de generación y de circulación por la red sin que sean necesario aumentar la infraestructura. «Solo con modificar ese parámetro, se reduciría el impacto en el paisaje, no se necesitaría invertir tanto para aumentar en unas infraestructuras innecesarias y tampoco habría que esperar por el retraso que supone la construcción de las líneas», concluye Donoso.