La gestión de la energía producida en los proyectos fotovoltaicos choca con la gran volatilidad de los precios del mercado
La alta volatilidad de los precios de la energía en los mercados está provocando también mucha incertidumbre en la gestión diaria de la energía producida en los proyectos fotovoltaicos, donde los conocidos como PPA no son suficientes para garantizar la rentabilidad de los mismos. Una gestión activa que resulta clave para muchos de las platas fotovoltaicas inauguradas en los dos últimos años en Extremadura y las que están ya en avanzada fase de construcción. Hay que recordar que Extremadura ha liderado a nivel nacional la puesta en marcha de megawatios fotovoltaicos en el último año.
Para analizar toda esta problemática y las alternativas existentes, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha retomado su ciclo de webinar en su canal de You Tube con un tema de actualidad, los proyectos solares merchant, con invitados expertos que han explicado las oportunidades en esta materia que opera en un entorno de alta volatilidad.
Según los datos de UFEF, el sector fotovoltaico ha crecido en los últimos años de una manera exponencial y se ha convertido en una tecnología madura y muy competitiva y con ello se ha producido una reducción de los precios. De hecho, según los últimos datos de Red Eléctrica, a día de hoy, existe una capacidad de casi 15 gigas, y en los pocos días que llevamos de 2022 se han instalado ya casi 390 megas. Lo que presupone que la fotovoltaica se encuentra en un contexto de crecimiento. A su vez, el sector se está encontrando con muchos proyectos merchant que están operando en un entorno de alta volatilidad, lo que implica la incorporación de herramientas de gestión de riesgo y de energy management que se convierten en tareas imprescindibles para estos proyectos. El webinar contó con la presencia de cuatro ponentes expertos en la materia: Ignacio Sáenz, Responsable de Origination & New Business de Engie; Jordi Martinez, Partner de Optimize Energy; Carlos Rey, Managing Director de Foresight Group y Pablo Enrile, Socio de Ontier España.
Comenzado el webinar, la primera intervención ha sido de Ignacio Sáez, responsable de Origination & New Business de Engie, quien tuvo la oportunidad de dar su opinión acerca de lo que es optimizar la generación de energía de una planta solar desde el punto de vista de mercado. Así, comenzó su intervención poniendo en situación la actualidad del propio mercado, destacando la volatilidad en los precios del gas de 40 euros en una hora o de volatilidades en el precio del power en un día de casi 50 euros, haciendo saber que jamás se había vivido una situación similar, lo que está generando situaciones muy paradójicas que están produciendo resultados en sentidos muy opuestos. De esta manera Sáez afirmaba que “no podemos disociar el concepto de volatilidad del concepto de liquidez del mercado”.
A continuación, intervino Jordi Martínez, Partner de Optimize Energy reafirmándose en el mensaje de Ignacio Sáez, “nosotros desde Optimize tenemos un entendimiento del mercado muy parecido al de Engie. Consideramos que cualquier actor que quiera hacer las cosas bien en un sector como es el de la generación renovable debe de partir de una estrategia de gestión y salir al mercado con los deberes hechos”. Así, resaltaba la importancia de hacer reflexiones previas, reflexiones estratégicas y fijar unos objetivos claros, “en definitiva esta estrategia que debemos prefijarnos antes de salir al mercado a optimizar la venta y los ingresos de las plantas solares es vital, y desde Optimize abogamos por ello al 100%”.
Por su parte, Carlos Rey, Managing director de Foresight Group, gestores de inversiones, hizo referencia a cómo se movía el mercado de las renovables a través de subvenciones, lo que producía un escenario de mayor certeza en los precios y cómo se ha transitado hacia la situación actual para la cual vieron un refugio importante en los PPA y subastas: “es un elemento muy interesante que nos permite evitar en la mayor medida la volatilidad del precio y mayor certeza”. Además, ha aprovechado para afirmar que en el merchant hay muchas oportunidades y es algo que siempre ha estado presente en mayor o menos porcentaje argumentando que no hay PPA suficientes. Así reconocía que merchant no es la primera opción, pero hay que empezar a entender que sea la única para lo que, al igual que decían sus compañeros de webinar, hay que conocer el sector: “necesitamos que alguien nos enseñe y no ser especulativos, pero en el merchant hay valor”.
Por último, intervino Pablo Enrile, Socio de Ontier España aportando el asesoramiento jurídico necesario en todas las actuaciones presentadas durante este webinar y para las que desde Ontier se adapta a las necesidades de todos los clientes. En este sentido, Enrile explico el sistema más utilizado en fotovoltaica que es el take and pay en el que se paga por la energía consumida y en la que detrás del generador hay un consumidor que va buscando cubrirse frente a las fluctuaciones del mercado en un precio concreto. De manera que ese consumidor va a exigir también que la producción de la planta se reserve también para ellos, lo que supone después limitaciones en la gestión de la energía. Por ello, desde Ontier valoran que “lo ideal sería que cuando vamos a financiar los activos fotovoltaicos nos reservemos esa capacidad o esa posibilidad con los bancos de, en un momento dado, poder hacer una gestión de la energía que nos dará mayores flujos de caja”.
La escasez de lluvias provoca que la producción hidroeléctrica extremeña se reduzca casi a la mitad en los últimos años
Extremadura es una de las grandes potencias de energía hidroeléctrica gracias a sus 2.278 Mw instalados en 27 instalaciones y centros de producción. La potencia hidráulica supone en torno al 29% del total del potencial productor energético regional. Un sector muy castigado en la última década por la escasez de lluvias, que en los últimos meses se está agravando de forma notable. Especialmente en la Cuenca del Guadiana, donde en la primera semana de febrero el agua embalsada se situaba en el 30,5% de su capacidad, con solo 2.898 hectómetros cúbicos.
Una situación que afecta de forma directa ya a la campaña de riego de los grandes cultivos extremeños de las Vegas del Guadiana –tomate para industria, maíz, arroz…–, pero también a la gestión hidroeléctrica de la cuenta. En el caso de la Cuenca del Tajo, la situación es algo mejor, al situarse el agua embalsada en el 45,98% del total, con 5.083 hectómetros cúbicos.
El último año con datos oficiales cerrados fue el 2020, cuando la producción hidroeléctrica extremeña se situó en los 1.471 Gwh. Para hacerse una idea de los estragos que el cambio climático y el déficit de precipitaciones está provocando en el sector hidroeléctrico extremeño basta analizar los últimos 9 años: en cuatro de ellos no se han pasado de los 1.500 Gwh y solo en uno de ellos se han superado los 3.000 Gwh. De los últimos quince años, el récord de generación hidroeléctrica en Extremadura se alcanzó en el año 2010 con 4.019 Gwh, mientras que el mínimo fue en el 2005 con solo 804 Gwh. La media extremeña de producción hidroeléctrica ha bajado al entorno de los 2.400 Gwh.
Extremadura atesora el mayor “mar interior” de España, lo que la convierte en una de las grandes potencias hidroeléctricas del país con 27 instalaciones hidráulicas. De ellas, 12 (Gabriel y Galán, Guijo de Granadilla, Valdeobispo, Torrejón, José María Oriol, Cedillo, Valdecañas, Cíjara, Puerto Peña, Orellana, Zújar y La Serena) dispone de más de 10 Mw de potencia unitaria. Entre todo el sector hidroeléctrico regional suman 2.278 Mw, el 51% de la potencia renovable instalada en la región. Todo este gran potencial productor choca con una realidad: cada vez llueve menos y de forma menos constante entre estaciones.
Hay que tener en cuenta la gran importancia que la producción de origen hidroeléctrico y su gestión tiene en la actual coyuntura de precios en origen del mercado eléctrico. En casi el 60% de las horas, la energía de origen hidráulico ha marcado el precio de la luz desde el inicio de la crisis de precios energéticos. Con un coste de generación que se sitúa en el entorno de los 60 euros Mw. Según datos del Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE) la hidráulica a fijado desde el pasado verano el precio final de la luz en casi seis de cada diez franjas horarias.
El autoconsumo doméstico se dispara ante los precios de la electricidad y supuso el 22% del total en 2021
Con un crecimiento del 85% respecto al año precedente, en 2021 se instalaron 1.151 MW de potencia en instalaciones de Autoconsumo. El sector residencial, clave en el aumento de estas cifras, supone ya el 22% del total (253 MW), según los datos de la Asociación APPA Renovables. El ámbito doméstico estuvo muy condicionado por los altos precios del mercado eléctrico y el Autoconsumo se ha identificado claramente como una forma de conseguir grandes ahorros en la factura eléctrica. Desde 2017, la potencia anual instalada ha experimentado fuertes crecimientos, multiplicándose por diez en los últimos cuatro años.
El comportamiento de los mercados eléctricos, en un entorno de precios altos durante los últimos meses, ha sido fundamental para facilitar la decisión de ciudadanos y empresas que han identificado el Autoconsumo como una vía para reducir la factura eléctrica. Durante 2021, los consumidores instalaron 1.151 MW de potencia fotovoltaica para satisfacer de forma directa sus necesidades de electricidad.
Según la información facilitada por las empresas, y recopilada por APPA Renovables, el sector residencial lideró el crecimiento porcentual durante el pasado año. En total, particulares y empresas instalaron 1.151 MW, rompiendo la cifra psicológica del gigavatio y casi duplicando los 623 MW instalados en 2020.
Las líneas de ayuda al Autoconsumo lanzadas ya por la mayoría de las Comunidades Autónomas hacen prever una mayor instalación en años venideros. Estas líneas afectarán positivamente al incremento de potencia en el sector residencial e industrial. De forma particular, desde el sector se espera que las instalaciones industriales que han iniciado su tramitación y solicitado las ayudas en 2021 se ejecuten durante el presente año, de forma que la potencia instalada se incremente con fuerza en 2022.
En 2021 se publicó el Real Decreto-ley 29/2021 y también la Hoja de Ruta del Autoconsumo, un documento del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) que se engloba en el Marco Estratégico de Energía y Clima. Este documento, que culmina numerosos esfuerzos del MITECO para facilitar la integración del Autoconsumo en nuestra sociedad, marca el objetivo de alcanzar los 9 GW en 2030, cifra ampliable a 14 GW en el escenario más optimista. En la actualidad hay del orden de 2,5 GW de potencia en instalaciones de Autoconsumo en nuestro país y en un escenario conservador se superarían con facilidad los 11 GW, por lo que el desarrollo actual del Autoconsumo estaría por delante de las previsiones más optimistas.
Para que esta forma de generación alcance todo su potencial es necesario avanzar en homogeneizar la normativa fiscal, seguir simplificando los trámites administrativos, hacer cumplir los plazos a los distintos actores o ampliar la limitación actual de 500 metros entre generador y consumidor en autoconsumo compartido. A
demás de los retos, existen aspectos que auguran un buen comportamiento del sector del Autoconsumo, adicionalmente a los altos precios del mercado eléctrico. Las ayudas existentes para el Autoconsumo y el Almacenamiento o la propuesta de la Comisión Europea de contar con un IVA reducido para estas instalaciones auguran un crecimiento aún mayor en España, permitiendo a esta forma de generación contribuir significativamente a alcanzar el objetivo del 74% de electricidad renovable en 2030, según APPA Renovables.
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