El verano da oxígeno a los dueños de la fotovoltaica
La subida en el precio de la luz permite a los desarrolladores solares revertir la crisis de ingresos de primavera. A futuro, sin embargo, los valores bajos en las horas centrales del día amenazan su caja
Tras una primavera para olvidar, un verano para recordar. Los dueños de las plantas fotovoltaicas españolas están aprovechando el fuerte encarecimiento de la luz —en julio, agosto y también en estos primeros días de septiembre— para hacer caja y revertir la crisis de ingresos de la primera mitad del año. Un balón de oxígeno —al que se suma otro: la potente rebaja de tipos que el Banco Central Europeo (BCE) prepara para dentro de unos días— y que, salvo giro inesperado en los acontecimientos, permitirá al grueso de los desarrolladores cerrar su cuenta de resultados en positivo en el conjunto de 2024.
El hundimiento primaveral de los precios abrió la caja de truenos en un sector en el que, hasta ahora, todo había ido sobre ruedas. Aquel drástico aterrizaje —guiado por el agua, el sol, el viento y una demanda bajo mínimos— fue tan balsámico para los hogares, que venían de sufrir los rigores de la crisis, como dañino para las empresas que generan energía con paneles solares y la venden al mercado: de pronto, sus ingresos se esfumaban. Las entradas de caja caían, en no pocos casos, incluso por debajo del umbral de rentabilidad, poniendo en duda su capacidad de devolución de la deuda. Los tambores de crisis se disparaban y la palabra quiebra, en fin, empezaba a instalarse en un imaginario colectivo hasta entonces de vino y rosas.
Pocos dudan de que, en cuanto el mercado mayorista de la luz aterrice de nuevo, volverán los días de ingresos bajos y estrecheces. En este ínterin estival, sin embargo, todo aquello suena lejano: los precios cero (e incluso negativos) en las horas centrales de la jornada han quedado recluidos en verano a algunos fines de semana y festivos. Los días de diario, de hecho, los valores de triple dígito (100 euros por megavatio hora o más) se han convertido de nuevo en la nueva tónica habitual en el mayorista. Buenas noticias para los titulares de plantas de generación, malas para todos los consumidores que tienen su factura vinculada a ese mercado. Entre ellos, los ocho millones que optan por el PVPC.
De 5 a 60 euros, en cuatro meses
El precio medio capturado por los productores fotovoltaicos ha pasado de los poco más de diez y cinco euros por megavatio hora (MWh) en marzo y abril, respectivamente, a casi 50 en julio y más de 60 en agosto, según las cifras de Javier Revuelta, de la consultora energética Afry. La media ponderada —”lo que de verdad importa”, aclara por teléfono— ya supera los 35 euros. Y su previsión para el conjunto del año apunta a 44. “Después de lo mal que pintaban las cosas para ellos, es un nivel ya bastante aceptable”, subraya.
Aunque cada caso es un mundo, según las cifras de Revuelta, un desarrollador promedio necesita capturar unos 30 euros por MWh para poder devolver su deuda con solvencia y alrededor de 40 para retribuir “razonablemente” el capital (la inversión).
Gas más caro y más demanda
En el reciente cambio de tornas en los precios influyen, sobre todo, un par de factores. El primero es el precio del gas natural, que escala alrededor de un 70% desde su mínimo del año y que está elevando sustancialmente el precio de la luz en las horas en las que las renovables y la nuclear no dan abasto para cubrir toda la demanda.
El segundo es el consumo, que parece dejar atrás definitivamente el letargo de la crisis energética. La demanda eléctrica peninsular creció en agosto casi un 4%, ya corregida por meteorología y calendario. Y, en los albores de agosto, va camino de un salto similar o mayor: se dispara un 13% en términos brutos y un 3,8% ya ajustada. Este aumento hace que las citadas centrales de gas estén teniendo que entrar algunos mediodías, por ejemplo, algo inimaginable hace unos meses. Cuando entra, además, lo hace un precio bastante más alto, lo que acaba estirando todo el mercado. El gas, quien lo habría dicho, como aliado de los dueños de la solar.
“El aumento de la demanda es clave, porque está reduciendo la aportación de las renovables y haciendo que el precio lo marquen de nuevo los ciclos combinados”, resume Óscar Barrero, socio responsable de Energía de la firma de servicios profesionales PWC. Un incremento que se concentra, además, en las horas en las que más les interesa a los desarrolladores fotovoltaicos: las solares, en las que más se usan los aires acondicionados.
Matices
Este boceto general tiene, sin embargo, algunos matices importantes. Uno es el radio de alcance de la subida de precios: la mayoría de desarrolladores fotovoltaicos optan por vender la mayor parte de su electricidad mediante acuerdos bilaterales a largo plazo (conocidos como PPA, por sus siglas en inglés) en lugar de en el siempre volátil mercado mayorista. En estos casos, el impacto de las subidas y de las bajadas es mínimo. Al menos, a corto plazo.
El otro matiz, aún más importante, tiene que ver con la duración de esta sacudida estival de precios. El mercado de futuros apunta a un otoño y un invierno caro, en el entorno de los 90 euros por megavatio hora, lo que garantiza un buen tono de ingresos para los parques fotovoltaicos. Pero con la llegada nuevamente de la primavera, los precios volverán a menguar. Y, en paralelo, también lo harán los ingresos de los titulares de plantas fotovoltaicas.
“Lo que estamos viendo en agosto es una gota en el océano: en unos meses volveremos a estar en las mismas”, proyecta Natalia Fabra, catedrática de la Universidad Carlos III de Madrid. La académica prevé, de hecho, un “frenazo inversor” en esta tecnología “en los dos próximos años”, a medida que se acentúe la depresión de los precios en las horas de sol.
“Este año lo van a acabar salvando, pese a haber empezado muy mal. Pero ojo con 2025, 2026 y 2027, porque va a entrar mucha capacidad fotovoltaica nueva″, avisa Revuelta. “Vienen curvas, y no pequeñas. Por eso es tan importante la flexibilidad, traer nueva demanda y desarrollar soluciones de almacenamiento”.
Algo más optimista se muestra Alejandro Labanda, director de transición ecológica de la consultora BeBartlet. “Es cierto que a las plantas fotovoltaicas les está siendo mucho más difícil prever sus flujos de caja, porque la volatilidad es cada vez mayor. Pero meses como este agosto son los que están sosteniendo las inversiones en fotovoltaica: si no hay meses caros, es más difícil cuadrar las cuentas”, apunta. No atisba, además, un “punto de saturación” cercano para la fotovoltaica: “La alarma de primavera ha bajado y sigue cabiendo más potencia, como estamos viendo este mismo verano. Sobre todo, si llegan pronto las baterías, que serán fundamentales”.
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