Si hace unos meses el mercado se saturaba de proyectos fotovoltaicos en cualquier fase de desarrollo que colgaban el cartel de SE VENDE, ahora se les suman también activos eólicos e incluso parques hibridados con baterías (solar o eólicos o con la combinación de ambas tecnologías).

"Estamos en un punto en el que se vende todo, la rentabilidad de la producción renovable ha caído, pero lo peor está por venir", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Luis Villar, Financial and Market Adviser, especializado en M&A y en informes periciales económicos de este sector.

Sin embargo, reconoce que "lo más cotizado sigue siendo el activo eólico, porque hay menos y tiene un apuntamiento muy bajo, y también se busca un parque solar hibridado con baterías, aunque también la combinación de tecnologías", añade.

Los factores que están apagando la industria renovable en España son varios. "Por un lado, están los precios cero o negativos que se casan en el mercado mayorista, que están impactando directamente en la rentabilidad de los activos", señalan fuentes del sector eléctrico a este diario.

"Después, el aumento del curtailment, o la reducción o restricción forzada de la producción de energía, incluso cuando las condiciones son óptimas para generar porque no se necesita".

Y por último, la sobreoferta de producción, "y lo que se espera". Según el último informe de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), la capacidad con permisos de acceso concedidos es de unos 105.658 MW. De ellos, la fotovoltaica encabeza el listado con 63.808 MW, seguida y de lejos por la eólica, 22.126 MW.

En tercer lugar, las baterías tienen una capacidad con permisos de 9.531 MW y 16.564 MW en curso, la hibridación, 6.435 MW con permisos y 1.653 MW en curso, y el bombeo, 2.747 MW con permisos y 1.208 MW en curso.

Apuntamiento y precio negativo

Los precios medios en el mercado mayorista de abril y mayo han sido bajos (entre 28 y 16 euros/MWh), con un apuntamiento fotovoltaico en mínimos históricos (0.27-0.12).

"Una clara tendencia de todos los años, pero esta vez con una caída del precio capturado brutal", señala Rodrigo García Ruiz, energy and risk management analysis manager en Optimize Energy, en redes sociales.

"El apuntamiento solar fotovoltaico en España está alrededor de un 53% y en Portugal es más alto, de un 70%", explica por su parte Pedro Cantuel, senior analyst de la compañía energética Ignis en redes sociales. En el primer trimestre del año mostró una clara recuperación frente a 2024 con un precio capturado medio de 67 euros/MWh respecto a los 35 euros/MWh.

"En el segundo trimestre, sin sorpresas, la fotovoltaica capturó unos 15 euros/MWh, ligeramente por debajo del segundo trimestre del pasado año, con unos 18 euros/MWh, son apuntamientos en mínimos históricos, como era previsible", destaca Cantuel.

Curtailments

Unas cifras a las que se añaden las de los vertidos técnicos o económicos. "Uno de los datos más preocupantes del trimestre fue el aumento del curtailment, especialmente en junio para la fotovoltaica. Veníamos de un mayo con cifras ya en ascenso y en junio se han registrado más de 200 GWh de curtailment", dice, por su parte, Rodrigo García Ruiz.

"La eólica, por su lado, con valores de curtailment mucho más contenidos después de un primer trimestre con valores más elevado. El mes más elevado fue abril con unos 49 GWh".

Las rentabilidades de los parques están sufriendo con la ampliación de la operación reforzada del operador del sistema, Redeia.

Es decir, la mayor participación de las restricciones técnicas, que son las limitaciones operativas que impiden que la red funcione de manera óptima, ya sea por razones de seguridad, calidad o fiabilidad del suministro, y que se han disparado desde el apagón del pasado 28 de abril.

Rentabilidad de las baterías

Las baterías siguen esperando los mecanismos de capacidad, sus rentabilidades pueden variar de entre el 2% hasta el 17% según fuentes de ASEALEN, la Asociación Española de Almacenamiento de Energía.

El proceso de carga y descarga por ahora ofrece rendimientos de tan solo un 80%, lo que hace que el precio capturado por arbitrajes o servicios de ajuste no sea el 100% teórico, según Jorge Antonio González Sánchez, director de Energía y Proyectos de Losán, una multinacional fabricante de productos derivados de la madera.

Para Luis Villar, "es muy complicada la financiación de las baterías, especialmente stand-alone, porque no tienen un modelo claro de negocio, con rentabilidades muy bajas o mucha volatilidad. Así es difícil modelizar los precios, por eso los compradores buscan baterías en modo hibridado".

"Las baterías se han convertido en un producto de trading, los que sepan aprovechar los ajustes de mercado serán los que consigan rebajar los riesgos de cargar y descargar, y para ello hay que contar con los optimizers que saben hacerlo", concluye.

Y apunta el responsable de Optimize Energy, "el spread diario, la diferencia de precio entre el momento en que se compra (carga) la energía y el momento en que se vende (descarga) la energía almacenada, se situó en abril y mayo en los 85-90 euros/MWh".

"Con grandes saltos día tras día pasamos a un junio de 124 euros/MWh. Año tras año vemos como el spread aumenta, lo que sin duda son buenas noticias para la rentabilidad de las baterías", finaliza el experto.