Tras la senda de ‘Alcarràs’: la luz a cero euros destapa otra burbuja solar
Pequeños y medianos proyectos empiezan a ver comprometidos sus modelos de financiación por la caída de los precios y temen el ‘overbooking’ de autorizaciones
La burguesía castellana se levantó en 1520 contra Carlos I y los privilegios de la nobleza. En Tordesillas, la Santa Junta Comunera resistió mientras pudo al tiempo que cortejaba a Juana La Loca como soberana. Ya en diciembre, las huestes realistas asediaron y tomaron la ciudad. Más de cinco siglos después, tan ilustre enclave afronta otro sitio. Hoy no amenazan con cercarla soldados, sino paneles solares. “En pocos años, Tordesillas estará rodeada por una maraña de placas fotovoltaicas si se desarrolla todo lo que está ya autorizado. La localidad va a desaparecer entre instalaciones”, ironizan fuentes de la administración. En Madrid, no son menos los permisos de acceso en el valle del Henares, dirección sur hacia Campo Real o Morata de Tajuña. En realidad, es una problemática nacional. Estas fuentes confiesan que el año pasado tuvo lugar un hecho inédito. A finales del mes de junio Red Eléctrica se vio obligada a ordenar la parada de buen número de plantas fotovoltaicas y todas las termosolares de Extremadura. ¿La causa? El exceso de generación y la falta de demanda.
Una foto fija refuerza las dudas en estos días sobre las bondades económicas de ese despliegue y trae a la mente la encrucijada que se esconde detrás de la película Alcarràs, en la que los tradicionales cultivos de melocotones de una familia leridana se ven amenazados por las placas solares y sus presuntos retornos de oro. Se registró el pasado 16 de abril y ha hecho sonar todas las alarmas. Ese día, el precio del mercado diario de la electricidad se situó a las once de la mañana en cero euros, un coste que se prolongó hasta las seis de la tarde. Es lo que los expertos denominan coloquialmente como la curva de pato (ver gráfico). En esos tramos horarios, el consumo de energía convencional desapareció y las renovables se bastaron y sobraron para dar cobertura a la demanda hasta que la población volvió a casa, cayó la noche y entraron en juego otras fuentes de energía almacenables y más caras. El escenario, en apariencia alentador y deseable tras dispararse el recibo al rebufo de la guerra de Ucrania, se repetirá a la vista de la irrupción masiva de renovables que viene. Y tiene su cruz. No hay para todos. De hecho, la caída de los precios empieza a tener efectos colaterales en todos los espectros de la generación renovable, desde los propietarios de plantas solares hasta los fondos. Hay un cambio de feeling.
Los proyectos de pequeña y mediana dimensión han sido los primeros en levantar bandera, al ver comprometidos sus modelos de financiación. De las 80.000 instalaciones fotovoltaicas operativas, en torno a 60.000 siguen dentro de un sistema de retribución regulado -el denominado Recore (retribución, cogeneración y renovables)- y tienen el precio asegurado. El problema está en los que ya están en fuera de esa red de seguridad y en los proyectos por venir. Alguno de los afectados asume abiertamente que se producirá un incremento de los plazos de amortización si se generaliza la existencia de periodos a cero. La senda que dibuja el mercado de futuros ha terminado por borrar cualquier atisbo de optimismo. Aunque para el año 2024 el precio del megavatio hora mantiene la inercia y se sitúa en niveles elevados, superiores a los 100 euros, la curva converge hacia los 40 euros en el siguiente lustro. “Un parque tarda tres años en estar produciendo. De nada sirven dos años a buen precio si la tendencia es a la baja. Además, lo que hay que ver son las horas solares. Con esta evolución, vamos justos en rentabilidad”, se expone sin ambages desde una asociación de productores.
Los fondos también empiezan en las últimas semanas a vislumbrar grietas en El Dorado solar, lo que está repercutiendo en el precio de las transacciones. El pico de la curva de precios, paradójicamente, lo marcó Ferrovial, que anunciaba a bombo y platillo hace apenas semanas su entrada en el sector fotovoltaico con una planta de 200 megavatios en Badajoz valorada en 100 millones de euros. Pagaba una prima por entrar en el negocio. “Lo que se ha notado desde que hace dos meses empezaron a bajar los precios del pool es que no hay operaciones de 250.000 euros el megavatio. Las últimas las estamos haciendo entre 150.000 y 180.000″, se explica desde un fondo acostumbrado a cerrar estos movimientos. Es decir, el apetito sigue existiendo y hay firmas con mandato para cerrar acuerdos, pero las condiciones han cambiado.
“Desde luego, hay fondos buscando para comprar papelitos. Si hay un mandato desde Londres, te mandan comprar megavatios y tu bonus anual depende de ello, consigues licencias como sea. En los actuales parámetros de precios bajos, hay más gente que ha completado el largo proceso de autorizaciones adminstrativas que no tiene capacidad de sacarlos adelante y prefiere darles el pase”, se expone desde una firma desarrolladora de parques con décadas de experiencia en el negocio. Los tipos al alza tampoco ayudan a financiar las nuevas operaciones. “La atmósfera es compleja. No es lo mismo hoy que hace un año y medio. No es igual lograr una financiación suelo del Euríbor más un 2% que irte al 6%. Entre los grandes sigue existiendo interés, pero las rentabilidades son menores. Dicho lo cual, mejor precios estables y evitar las burbujas”, aclaran desde la división de un banco.
El Gobierno ha comenzado en estos días la ronda de consultas con los afectados para terminar de definir la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) que remitirá a Bruselas antes de que acabe el semestre. Ese documento, la hoja de ruta para el sector con la vista puesta en 2030, ya incorpora en su redacción objetivos de generación limpia reseñables, con una presencia del 42% sobre el uso final de energía y un 74% de renovables en la generación eléctrica. La evolución del documento, confirman las empresas, no será menos ambiciosa. Todo lo contrario.
La cuestión de fondo, según argumentan fuentes del sector, es la descorrelación entra la proliferación de renovables en el sistema y la falta, en paralelo, de electrificación de los consumos. La caída a cero de los precios coincide con la llegada al umbral de los 20.000 megavatios fotovoltaicos instalados. El pasado 8 de abril, a las 13.06, la generación por esta vía cubría el 70,18% de la demanda, con 14.336 megavatios, un máximo de siempre. No es difícil imaginar lo que pasará cuando se dispare aún más la capacidad, en línea con los objetivos de descarbonización fijados. “España es un país que se ha desindustrializado”, explica otro promotor de parques. “No existe demanda para lo que se avecina y no sé cómo se puede hacer gestionable el sistema. Hay incluso momentos, en esos tramos horarios cubiertos al 100% por renovables, en lo que hay que desconectar instalaciones porque no hay el suficiente consumo”. Fue el caso extremeño. No por casualidad, Alemania ya ha deslizado la prohibición de las calderas de gas para imponer calefacciones limpias en los hogares germanos. El coche eléctrico, otra vía para avanzar en esa dirección, tampoco coge tracción, en gran medida por sus elevados precios y falta de autonomía. Todo lleva su tiempo en una transición.
José Donoso, presidente de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), tercia en el debate, insistiendo en que el camino pasa por avanzar en los procesos de almacenaje y refuerzo del tejido empresarial, y no por cuestionar el modelo. “España está en la mejor posición posible para encabezar esta nueva revolución industrial”, subraya. Y fija una serie de objetivos para que el mercado se adecúe a esa realidad. Para empezar, favorecer que compañías intensivas en energía eléctrica vengan a España a aprovechar el entorno de precios bajos que propiciará la apuesta verde. Una iniciativa que requiere crear todo un ecosistema favorable a la inversión. En segundo lugar, trabajar con decisión en las opciones de almacenaje y en el desarrollo de baterías. Y finalmente, que las subastas del mercado mayorista reflejen la realidad actual del mercado.
Por ahora, y sin esos avances, el overbooking es brutal. Fuentes de la administración subrayan que, con que lleguen a buen puerto la mitad de los megavatios que se encuentran en estado avanzado de tramitación, “ya se ha cubierto el PNIEC actual y casi la actualización que se pueda hacer”. Y eso solo con los permisos previos al 25 de junio de 2020, cuando entró en vigor el último real decreto regulador del sector. Entre bambalinas, se admite que se están reteniendo concursos y cientos de gigavatios para contener el problema. “Los que van a sufrir son los que están en mercado y las instalaciones del futuro, donde están invertidos muchos fondos. Si no se reforma el mercado, y no parece que la UE tenga mucho interés en hacerlo, en cinco o diez años los precios medios pueden desplomarse. Eso sí, será un entorno muy irregular, con tramos horarios de 300 euros el megavatio y muchas horas de cero, sin punto intermedio. Obligará a la gente a elegir las horas valle”, remachan.
La fotovoltaica, convertida en una industria de éxito capaz de superar encrucijadas mortales como la que cuestionó sus rentabilidades en 2010 con Miguel Sebastián como ministro, afronta ahora los riesgos económicos de la sublimación del modelo y hasta las críticas ecologistas. Se arriesga a morir de éxito. Como decía el bardo, ten cuidado con lo que deseas.
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