En el año 2030, el precio medio percibido por la fotovoltaica, si el sistema de formación de precios sigue siendo el actual, "va a estar en torno a los ocho, diez euros el megavatio hora". Lo dijo ayer la economista Natalia Fabra (en la foto, a la izquierda), participante del segundo panel de expertos convocados en el marco de esta quinta edición del Foro Solar. La cifra sale de un escenario concreto: "supongamos que partimos -ha dicho Fabra- de una demanda de 2017 que se va aumentando un 1,5% de año en año; establezcamos unos ciertos precios para los costes de los combustibles fósiles [CO2: 20€/t; gas 27€/MWh; carbón 100$/t (Base, +/-20%)], y veamos qué es lo que ocurre en ese mercado a medida que vamos incorporando esos 5.000 megavatios al año, que en este caso he supuesto que van a ser 3.500 para la fotovoltaica, 500 para la termosolar y 1.000 para la eólica". El escenario de incorporación anual de 5.000 megavatios de nueva potencia renovable al año es un escenario del que ha hablado el propio secretario de estado de energía, José Domínguez Abascal, en el Foro.
Energías Renovables extracta a continuación la intervención de Fabra, ayer, en el Foro Solar
«Creo que todo lo que sea positivo para el sistema eléctrico en su conjunto será positivo para la energía solar fotovoltaica, y al contrario. También considero que cualquier medida que no esté en línea con el interés general puede tener cierto éxito en el corto plazo, pero estará abocada al fracaso en un futuro. Planteémosnos cómo debe ser un mercado eléctrico adecuado y ese mercado eléctrico adecuado también lo será para la energía solar fotovoltaica.
Las energías renovables son un ejemplo de libro de texto de una tecnología que presenta unos costes marginales muy inferiores a los costes medios. Los mercados operan en función de los costes marginales y por lo tanto van a generar una retribución que no cubre de manera adecuada los costes medios, que son los costes que son relevantes. Y creo que es este principio fundamental el que está detrás del hecho de que el mercado actual, tal y como está concebido, no es adecuado para la incorporación de las energías renovables de manera adecuada al sistema eléctrico.
Las subastas que se han generado en España hasta ahora siguen exponiendo a los inversores en renovables a la volatilidad del mercado, un precio del mercado que refleja en el mejor de los casos los costes marginales de producir electricidad a través de las centrales térmicas. Estos costes nada tienen que ver con los costes de las energías renovables. Estos precios volátiles ajenos a los costes de las renovables generan retribuciones volátiles e inciertas y contribuyen a incrementar las primas de riesgo de los inversores. Contribuyen a encarecer y a dificultar el acceso al capital de los inversores y todo ello contribuye en definitiva a que en una última instancia los consumidores paguemos más por la electricidad de lo que pagaríamos bajo una retribución que contribuyera a reducir estos costes de capital vía la reducción de ese riesgo al que se expone a los inversores que no tienen una contrapartida en un aumento de su eficiencia dado que esos costes que determinan esos precios nada tienen que ver con los costes de las energías renovables.
Y a eso se suma que la inversión en renovables aporta su propia semilla de destrucción de una manera trágica: cuanto mayor sea la penetración de energías renovables en el mercado eléctrico, mayor será la reducción de los precios que se producirá precisamente cuando esas tecnologías estén operando. Y, por lo tanto, no solo los precios del mercado eléctrico, tal cual está concebido, son volátiles y por lo tanto inadecuados, sino que también serán bajos, y, en concreto, inferiores a los costes medios de esas energías.
Para comprender hacia dónde va a ir el mercado eléctrico si efectivamente, como decía antes el secretario de Estado, durante los próximos doce años vamos a estar incorporando una media de 5.000 megavatios al sistema eléctrico... para comprender, para cuantificar de manera ilustrativa, cuáles serían los efectos en el mercado, he hecho una simulación.
Supongamos que partimos de una demanda de 2017 que se va aumentando un 1,5% de año en año; establezcamos unos ciertos precios para los costes de los combustibles fósiles, y veamos qué es lo que ocurre en ese mercado a medida que vamos incorporando esos 5.000 megavatios al año, que en este caso he supuesto que van a ser 3.500 para la fotovoltaica, 500 para la termosolar y 1.000 para la eólica. He simulado este mercado eléctrico y he llegado a unas conclusiones sobre los precios; en este caso lo que se refleja son las monótonas de precios horarios en el mercado y lo que se ven son precios muy bajos durante unas ciertas horas del año, que son precisamente las horas del año en las que operan las energías renovables, precios muy altos del mercado en aquellas horas en las que no producen las energías renovables. Y cómo esa monótona de precios se va desplazando a la derecha, generando precios menores, y generando un mayor número de horas en las que las energías renovables están operando, y deprimiendo precios, a medida que vamos transitando hacia el 2030, con una mayor penetración de energías renovables, en concreto de energía fotovoltaica.
Los precios medios caen, pero no caen de manera catastrófica: los precios percibidos por las distintas tecnologías de generación [eólica, termosolar y fotovoltaica]. Los precios medios percibidos por la fotovoltaica van a ir cayendo a medida que vayamos transitando hacia 2030, según este modelo, y de nuevo -insisto- todo se puede hacer con mayor nivel de detalle. Como ordenes de magnitud en 2030 el precio medio percibido por la fotovoltaica en el mercado actual va a estar en torno a los ocho, diez euros el megavatio hora. ¿Por qué? Pues porque precisamente cuando la fotovoltaica produce es cuando su efecto depresor de precio es mayor.
Los precios que sin duda veremos a partir de 2022 van a estar por debajo de los 30-40 euros el megavatio hora [que sería el precio actual]. Por tanto mi conclusión es que este mercado, tal cual está concebido ahora mismo, no considero que aporte las señales adecuadas para la inversión puesto que no aporta esa retribución a lo largo de la vida útil que es necesaria para cubrir esos costes medios de la inversión».
La profesora de la Universidad Carlos III de Madrid también ha hecho su propuesta de "subasta para la incorporación de renovables": subastas de contratos con precios por euro/megavatio hora estables, lo que conllevará, según Fabra, menores primas de riesgo, menores costes del capital y menores barreras a la entrada de inversores de menor tamaño (mayor competencia). La consecuencia última serían unos "menores precios al consumidor y una mayor penetración de renovables".
Frente a ese modelo -sostiene Fabra-, las subastas celebradas hasta ahora exponen a los inversores a la volatilidad del precio del mercado spot: "este es función de los costes marginales de las térmicas; no tiene relación alguna con los costes de las renovables; y genera retribuciones inciertas y volátiles".
Sobre los PPAs (power purchase agreement, contratos bilaterales de compraventa de electricidad), Fabra considera que "deben de realizarse por el sistema". Porque la bilateralización vía PPAs beneficia a las grandes empresas; no transmite el menor coste de inversión a los precios finales; y no aporta contratos de la duración adecuada.
Por fin, Fabra apuesta por convocar subastas por tecnologías y por promover en todas ellas la participación de los inversores de menor tamaño.
