¿Pueden mantenerse las inversiones fotovoltaicas sin almacenamiento?
O se despliega el binomio de la producción y el almacenamiento o cada vez estará más cerca de aparecer el cisne negro
Hace más de un año publiqué, en este medio, un artículo titulado ¿Invertir en renovables? De la curva de pato al cisne negro. Las incertidumbres que allí se reflejaban a la hora de tomar decisiones de inversión por la escasa visibilidad de los ingresos han ido creciendo. Nos dicen que el curtailment, electricidad no vertida en la red por orden del operador del sistema, se ha mantenido en un porcentaje que está en torno al 2%, valor más que asumible con el grado de penetración renovable actual, si no fuera porque no refleja los miles de megavatios que se quedaron fuera del mercado. De hecho, el apuntamiento en el precio que ve la generación renovable en el mercado, en cómputo anual, se sitúa por debajo del 70%, en el caso de la fotovoltaica, y del 90%, en el de la eólica, respecto a los precios medios del mercado mayorista. En definitiva, en política energética hemos manifestado nuestra firme voluntad de que queremos más renovables, pero no sabemos qué hacer con la energía en ciertos momentos del día (en particular en las horas solares).
El mercado eléctrico español ha tenido en 2024 más de 850 horas en las que el precio mayorista ha sido cero o negativo, es decir, casi un 10%, frente a las 109 horas de 2023. Es un porcentaje difícil de asumir si lo circunscribimos a las horas en las que la fotovoltaica centra su producción ya que lo elevarían a casi el 50%. Por otro lado, el spread medio –diferencia entre precios máximos y mínimos– para 2024 ha alcanzado los 58 €/MWh, que se incrementa hasta los 80 euros, si se considera la mediana, para un precio medio del mercado de 62,5 €/MWh (Francisco Valverde), lo que da margen suficiente para considerar que es viable económicamente invertir en almacenamiento para capturar ese diferencial de precio.
Obviamente, invertir cuando la tendencia de los precios a percibir se va alejando de los precios medios esperados es un hándicap para tomar decisiones, sobre todo, cuando las proyecciones a largo plazo no pueden introducir modificaciones en el funcionamiento del mercado, en el crecimiento de la demanda eléctrica o en la disponibilidad de mecanismos que den flexibilidad y una mayor gestionabilidad al sistema eléctrico. El sentimiento general es la confianza en el funcionamiento del mercado, pero para jugarse el dinero, mejor con ingresos regulados.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) estableció un objetivo de potencia en almacenamiento para 2030 de 22,5 GW, frente a los inicialmente 20 GW, principalmente vinculado a centrales de generación. Las solicitudes de acceso a la red, de las que ya se han concedido 9 GW, más las que están pendientes, nos hacen pensar que los objetivos se van a cumplir, a pesar de que la realidad de lo hecho dista mucho de los planes proyectados. Hay muchas iniciativas en la línea de salida que esperan a que, en un día no muy lejano, se modifiquen los mecanismos del mercado de capacidad para que sean acordes con la realidad del mix actual y futuro de la generación. Y, por qué no, también, confían en extraer valor en el mercado con la venta de las autorizaciones de acceso conseguidas. Un bien escaso de alto valor.
El sector renovable está esperando, como agua de mayo, como suele ser ya práctica habitual, a que la regulación desarrolle el mecanismo de pago por capacidad y, para presionar, manda señales sobre la no viabilidad de las instalaciones de almacenamiento si se basan en la oportunidad de poner en el mercado, a precios atractivos, una energía que no vale nada por la entrada masiva de generación renovable de origen fotovoltaico. La simulación de un año base y la proyección del análisis a futuro, considerando también la canibalización propia de su desarrollo, refleja que es atractiva como inversión solo con el spread del mercado diario, sin considerar el juego de los mercados secundario y terciario y las restricciones técnicas o el plus que marque el desarrollo del mecanismo de pago por capacidad.
En volumen de energía y en valor económico, por la evolución del mix y por el posicionamiento hegemónico de las diferentes unidades de oferta, se está produciendo una derivación de ingresos del mercado diario a los servicios complementarios que ha supuesto, de media a lo largo del año, algo más de 12 €/MWh. Este valor, en parte, lo pueden capturar los sistemas de almacenamiento y, hasta ahora, las renovables no han podido participar, salvo por el mantenimiento de posiciones “a bajar” o “a subir”, estas últimas, reduciendo las predicciones de la oferta.
Curiosamente, lo que dará alas a la fotovoltaica para su desarrollo, con la unión de la generación y del almacenamiento, reduce las expectativas de precios para la eólica, porque el desplazamiento de energía de la fotovoltaica provocada por el almacenamiento reducirá el precio que la eólica ve en el mercado.
A la incertidumbre de las proyecciones de los mercados hay que añadir la dificultad de la tramitación administrativa para la autorización de sobreinstalación de potencia fotovoltaica para que se pueda incluir almacenamiento. No solo por el cambio de competencia autonómica a estatal que se exige cuando la potencia instalada supera los 50 MW, aunque la potencia de conexión a red se mantenga inalterable, sino porque esta práctica todavía no está asimilada en el día a día administrativo. Necesitamos facilitar la autorización de las iniciativas, entre otras razones, porque suponen que el factor de potencia se incremente y que el elemento escaso, que es la capacidad de uso de la red, se amplíe.
Para aquellas compañías que no controlan y dominan los tiempos del funcionamiento del mercado y de la transición regulatoria, es decir, que no pertenecen al sector tradicional integrado, invertir en renovables depende del desarrollo del mecanismo de pago por capacidad, como garantía de proyección de ingresos para que la regulación cubra sus riesgos en un mercado manipulado. Pero, también depende de la resolución de las ayudas a la inversión que minoren la posición de desventaja al invertir cuando la curva de costes del almacenamiento tiene tendencia descendente. O provocamos el despliegue del binomio producción/almacenamiento, facilitando su desarrollo, o cada vez estará más cerca de aparecer el cisne negro en el desarrollo renovable.
Fernando Ferrando es presidente de la Fundación Renovables.
Más información
