El alza del precio del gas por la inestabilidad en Oriente Próximo y el cierre del estrecho de Ormuz ha dado un respiro a la fotovoltaica española.
Las plantas solares españolas han evitado grandes quiebras y mantienen precios medios similares al año pasado gracias al encarecimiento de la electricidad en horas sin sol.
El sector fotovoltaico sigue enfrentando sobreoferta, precios bajos en horas solares y necesidad de más capacidad de almacenamiento para mejorar su rentabilidad.
El interés inversor persiste, aunque los precios de los activos fotovoltaicos han caído notablemente, y la hibridación con baterías se perfila como una solución parcial.
Si alguien no daba un duro por el futuro de la fotovoltaica en España hace uno o dos años, la realidad se impone: la profética debacle no ha ocurrido. Todavía. "No vemos grandes quiebras", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Óscar Barrero, responsable de Energía y Utilities de PwC.
"La solar utility scale lo está pasando regular, pero no peor que el año pasado. Acabaremos el año con precios apuntados similares al año pasado, con más vertidos. Eso sí, porque el precio del gas está alto y les ayuda".
Y lo más paradójico es que quien la está salvando es el gas. La escalada de su precio provocada por la guerra en Oriente Próximo y el cierre del estrecho de Ormuz está dando un respiro inesperado a las plantas solares españolas, que sufren la 'canibalización' y precios cero en las horas centrales del día.
El encarecimiento de los combustibles fósiles está elevando el precio de la electricidad en las horas sin sol y, con ello, mejorando el valor medio de la producción fotovoltaica.
El conflicto en Oriente Próximo ha cambiado radicalmente el escenario energético europeo. El gas natural europeo se mueve ya en niveles superiores a los 75 euros/MWh, más del doble que hace un año.
"Es un sector todavía un poco sobredimensionado por el crecimiento tan grande que tuvimos años atrás, pero sigue habiendo mercado", puntualiza Barrero.
"Pero el panorama no es nada nuevo para los próximos años, salvo que despegue el almacenamiento y la demanda, y aún así la travesía del desierto va a ser de varios años", advierte.
Histórico de precios cero
El fenómeno llegó a adquirir dimensiones preocupantes durante la primavera. En abril, el 41,2% de toda la producción fotovoltaica española se generó durante las 138 horas en las que el mercado registró precios negativos.
La sobreoferta solar, unida a una demanda insuficiente y a la todavía limitada capacidad de almacenamiento, deterioró con fuerza los ingresos de las plantas.
La situación llegó a poner en cuestión la rentabilidad de nuevos proyectos que venden su electricidad directamente en el mercado mayorista.
"El sector no está para tirar cohetes pero podría estar peor, los altos precios del gas son un balón de oxígeno. Es lo que se podría decir salvados por la campana", señala a este diario, por su parte, Luis Villar, Financial and Market Adviser, especializado en autoconsumo y en informes periciales económicos de este sector.
Precios de derribo
El sector fotovoltaico vivió su edad de oro en los inicios de esta década, "se ganaba dinero a espuertas por los precios eléctricos tras la crisis energética provocada por la guerra en Ucrania", señala Carmen Izquierdo, CEO de nTeaser, un marketplace de compraventa de activos renovables.
"Sin embargo, pese a que se anunciaban muchas quiebras de empresas, están sobreviviendo gracias a ese colchón de años previos, y lo mejor es que sigue habiendo apetito inversor", asegura a este diario.
"Es cierto que el precio de los activos fotovoltaicos está muy bajo, raro es que se venda por 50.000 euros/MWh, tiene que tener unas condiciones óptimas, lo normal es que el precio se mueva en torno a los 30.000 euros/MWh".
Es un precio de derribo si se compara con los más de 200.000 euros/MWh que se llegaban a pagar hace tan solo 3 años. "Hay que acostumbrarse a moverse en esa horquilla, no se espera que mejore en los próximos años", advierte la responsable de nTeaser.
Un informe de nTeaser situó durante el segundo trimestre los precios de captura de las plantas fotovoltaicas españolas en niveles históricos de entre 15 y 18 euros/MWh, mientras que los inversores comenzaron a exigir cada vez más proyectos respaldados por contratos a largo plazo o equipados con baterías.
La característica, sin embargo, más destacada es el aluvión de proyectos de almacenamiento. "El objetivo es hibridar con baterías, tanto si es comprador como vendedor o sencillamente gestiona el activo".
Hay una enorme brecha entre las horas solares y las horas nocturnas. Cuando el gas sube, también lo hace el coste marginal de generar electricidad en las horas en las que las centrales de ciclo combinado son necesarias para cubrir la demanda.
La diferencia es precisamente la que permite a la fotovoltaica que ya esté hibridada salir parcialmente beneficiada del nuevo escenario. Aunque sus horas de producción continúan teniendo precios deprimidos, el enorme encarecimiento de la electricidad cuando desaparece el sol eleva el valor medio de la energía que captura la planta.
"Por eso digo que quien tiene una batería operando actualmente tiene un tesoro", concluye la experta.
Pero el consultor Luis Villar advierte que "las baterías no serán la salvación total, porque se canibalizan. Hay que ver cuánta capacidad cabe en el sistema antes de que eso ocurra y en qué medida esa capacidad que entre salvará a la fotovoltaica".