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6 gráficos para resumir el 2019 de la eólica y solar en España

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Ya estamos en un nuevo año lleno de retos para las renovables pero antes de sumergirnos en el 2020, echemos un vistazo al 2019. Pero como los informes oficiales sobre producción por fuente de generación así como de precios de mercado no se publicarán hasta dentro de unos meses, lo mejor es hacer un poco de “Bricomanía de datos” y fabricarlos nosotros mismos yendo directamente a las fuentes y aplicando la magia de Excel. En resumen, como ya hicimos el año pasado, nos adelantamos a los informes oficiales y analizamos de forma artesanal los datos disponibles en la página de Entso sobre generación de eólica y solar en España así como los datos del precio de la electricidad en el portal de OMIE

 

  1. Generación diaria

 

  • Lo más destacado es la complementariedad estacional de eólica-solar. Esto ahora no pasa de ser una anécdota pero será muy importante cuando los niveles de producción solar sean similares o superiores a los de la eólica
  • También es evidente la gran variabilidad de la eólica. De nuevo hay casos muy llamativos como el 6 de marzo donde en 48 horas de pasó de 332 a 63GWh
  • La generación eólica alcanzó su máximo diario de 2019 el pasado 13 de diciembre mientras que su mínimo fue el 28 de Agosto. Veamos con más detalle el mix de generación el 13 de Diciembre

  • La solar por su parte tuvo su máximo el 29 de julio y su mínimo el 20 de diciembre.

 

2. 2019 vs 2018

 

 

  • El año eólico en 2019 ha tenido su pico a final de Noviembre mientras que en 2018 lo tuvo en Marzo. El perfil de la generación solar PV es bastante similar

 

  • En cuanto a los datos totales, se ve como la producción solar ha crecido de forma muy relevante (20%) motivado por la fuerte tasa de instalaciones fotovoltaicas, mientras que la eólica lo ha hecho de forma más modesta en consonancia con la cifras de nuevas instalaciones en 2018. Sin duda, en 2020 veremos un crecimiento de la producción eólica mayor motivado por el incremento de las instalaciones en 2019 que a falta de los datos oficiales, estará muy cerca de alcanzar los 2000 MW.
  • Por primera vez en la historia, la eólica produce en un año más de 50 TWh, en concreto 52,3 TWh. La solar PV se queda en 14,4 TWh, también un record histórico.

 

3. Precios de mercado y renovables

Un aspecto muy interesante es comprobar el impacto en los precios del mercado eléctrico diario la generación renovable

Destaca que el pico de generación eólica a final de año coincide con los mínimos del precio mayorista de electricidad.

Si comparamos los precios de 2019 con los de 2018, vemos que la tendencia a la baja ha sido muy pronunciada. Esto da para un futuro análisis más en profundidad ya que este descenso no se puede explicar unicamente con el crecimiento de la producción renovable. Además es un tema que a buen seguro preocupa en el sector ya que, como no me canso de insistir, muchos casos de negocio de las subastas se han construido con hipótesis de pool alto en el futuro y si esto no se cumple, la viabilidad de muchos proyectos se verá muy afectada. Parece cada vez más urgente reformar los sistemas marginales de precio de electricidad ya que el efecto canibalización de las renovables será cada vez mayor y en este sector, más importante que el volumen de ingresos, es la predictibilidad y estabilidad de los mismos.

 

En resumen, 2019 en España ha sido un año muy bueno para las renovables, con gran actividad de instalación que ya se empieza a reflejar en los crecimientos de la generación eléctrica. Sobre los bajos precios del mercado, a mi personalmente me causan más dudas que alegrías.

 

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Precios de subastas y LCoE: la gran confusión

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Prácticamente todas las semanas vemos en los medios noticias sobre precios record en subastas tanto de eólica como de solar. Y es inevitable asociar estos niveles a coste de generación o LCoE. Incluso en noticias como en la reciente sobre el tender en Arabia Saudí ganado por EDF-Masdar, se habla de offtake Price y LCoE de forma indistinta como si fuera lo mismo. Así que creo que es hora de arrojar un poco de luz sobre el asunto ¿es lo mismo precio de subasta y LCoE? Pero antes de eso ¿qué es exactamente el LCoE?

 

Empecemos pues por el LCoE, acrónimo de Levelized Cost of Energy. Se define como el coste total descontado por unidad de energía producida:

Vista la fórmula de arriba, parece algo muy complicado, pero en realidad es sumar todos los costes (inicial o CAPEX y operación u OPEX) descontados al WACC y dividirlo entre la producción también descontada para obtener €/MWh.

 

Esta es la definición académica, pero a mí me gusta más otra: LCoE es el precio de la energía que iguala los ingresos con los gastos, es decir, que hace el VAN=0

Esta segunda fórmula ayuda además a modelar en Excel un cálculo sencillo de LCoE, ya que, teniendo la producción anual, el CAPEX y OPEX se puede buscar un precio de energía (constante para toda la vida del proyecto por simplificar) que iguale ingresos descontados con gastos descontados. Por si alguien se anima a intentarlo, algunos consejos:

  • La teoría dice que los costes hay que descontarlos con el WACC nominal mientras que los ingresos al WACC real. Para hacer un cálculo sencillo es mejor utilizar solo el WACC real, pero si alguien quiere profundizar, ahí van las fórmulas

  • Para el cálculo del WACC, la clave es el valor del coste del equity (Ke). No hay fórmulas para eso, dependerá del país, del proyecto, del riesgo, de las inversiones similares, etc…si el proyecto es en un país con bajo riesgo, un 7-8% sería razonable
  • Es importante no olvidar los costes financieros. Si el proyecto es apalancado, tendremos que calcular el coste de la deuda cada año
  • Para simplificar se puede suponer un coste de deuda único, aunque si se quiere hacer un cálculo más fino, habría que utilizar un coste durante la construcción y otro durante la operación. Obviamente, el de construcción será siempre superior al de operación.

 

Ya que tenemos claro que el LCoE es el nivel mínimo de precio de energía que compensa todos los gastos (capex, opex, deuda, etc) pero que no crea ningún valor adicional, parece evidente que los precios de venta de energía deberían ser siempre mayores que el LCoE. De hecho, intuitivamente podríamos asemejar esa diferencia al margen del promotor. Esto que parece tan claro choca con las recientes noticias: Precios de la subasta en Portugal a 20€/MWh o en Arabia Saudí a 19 $/MWh o en Brasil a 17,3 $/MWh!!! ¿podemos decir entonces que el LCoE eólico o solar está por debajo de 20 $/MWh? La respuesta es no. Varias son las razones de este descuadre. Veamos algunos ejemplos

 

  1. La subasta es sólo una parte de los ingresos totales: Tanto en Brasil como en México los precios de las subastas cubren en torno al 50% de la energía. Los promotores firman precios tan bajos con la expectativa de cerrar después PPAs superiores o de que el pool compense precios tan bajos. Esta tendencia queda muy bien explicada en el artículo de GTM.

 

  1. El alcance de las subastas: antes de sacar el titular de “Nuevo record…” sería recomendable conocer el detalle de la subasta en cuestión porque la realidad es que no hay dos iguales. Como ejemplo, en la reciente de Portugal había 2 tipos de subasta: una por una especie de reserva de conexión y otra por un PPA. Hubo noticias que mezclaron ambas, con la consiguiente confusión. En otros casos, hay costes que viene cubiertos, con lo que el nivel de precio es menor (caso de algunas subastas offshore donde la conexión a red la pone el estado)

 

  1. Proyectos singulares: en casos como el proyecto eólico de EDF-Masdar en Arabia Saudí, tanto el recurso eólico (>3300Heq), como la financiación, como la estrategia de entrar en el primer proyecto del país hacen que el precio sea muy bajo. Probablemente el LCoE del proyecto es también muy bajo, pero no es representativo. Los grandes proyectos solares en Oriente medio también son potenciales proyectos singulares.

 

  1. Fecha de conexión: es otro aspecto clave. Si el proyecto está planificado para ser conectado en 4-5 años, los promotores jugarán con la expectativa de reducción de coste, por lo que los precios publicados no serán un reflejo del LCoE actual sino, en todo caso, del esperado en el momento de la construcción. Un ejemplo claro son las subasta A-4 de Brasil donde los precios bajísimos para la solar descontaban ya las importantes reducciones de inversión previstas para los proyectos solares en los próximos 3 años.

 

  1. Irresponsabilidad: todos los que trabajamos en este sector deberíamos tener claro que precios tan bajos no son buenos ya que introducen un gran riesgo en el sistema. Es el caso de India donde los precios tan bajos hacen que haya subastas que se cancelan o que los proyectos finalmente no se hagan. Es responsabilidad del planificador de la subasta poner los mecanismos para conseguir el menor precio garantizando la viabilidad del proyecto (y de la cadena de suministro). Hay proyectos que con esos precios es imposible que sean rentables, lo que hará que tengan muchas opciones de no hacerse nunca. Hay un artículo donde se hace un sencillo análisis de uno de estos proyectos en USA y se concluye que no es viable

 

Los precios ultrabajos de subastas son caramelos irrechazables para los periodistas, pero su gran cobertura mediática no debería confundirnos: los niveles medios de LCoE no están, ni mucho menos, en esas cifras y precios tan bajos no son buenas noticias para el sector renovable ya que incrementa el riesgo y reduce (si no elimina completamente) las rentabilidades en la cadena de valor.

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Las 6 tendencias tecnológicas a seguir en solar PV

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109 GW es la capacidad de solar fotovoltaica que se instaló en 2018 en todo el mundo. Para poner esta cifra en perspectiva, supone más del doble que las instalaciones eólicas en 2018 o el equivalente a instalar unos 130 reactores nucleares. Y según las principales previsiones, en 2021 se superará la barrera de 150 GW de instalación anual. Con estas cifras, es obvio que la solar PV es ya, y será aún más, la principal tecnología de generación eléctrica.

 

Hace unas semanas tuve la oportunidad de asistir a la principal feria solar en Europa, Intersolar Munich, y ver de primera mano las principales novedades del sector. Con la actualidad de la feria y la ayuda de las previsiones del informe tecnológico más exhaustivo del sector (ITRPV de VDMA), repasemos las 6 principales tendencias de producto del sector:

 

  1. Módulos: del 400/20 al 500/25

Estos números hacen referencia a 2 grandes fronteras de la tecnología solar: los 400W de potencia por módulo y el 20% de eficiencia de celda (tecnología PERC). Pues ambos ya están ampliamente superados como se pudo ver en los nuevos lanzamientos de Intersolar. De hecho, ya hay quien habla de los 500W y 25% de eficiencia como la próxima frontera a superar en los próximos años.

Parece que la evolución es imparable pero más allá de cuándo se alcanzan los nuevos límites, para mí lo relevante es que ya se habla más de mejoras de eficiencia que de mejoras de coste puras. Y esto es la mejor noticia para el sector: las mejoras de LCoE ya no se hacen (sólo) a costa de los márgenes sino con importantes mejoras tecnológicas y de eficiencia. Lo ideal sería que el sector evolucionara a una estructura de precios tipo los televisores: niveles de precio muy estables y continuas mejoras de prestaciones para cada nivel.

Lo que está claro es que ningún sector es sostenible mejorando a base de eliminar márgenes en la cadena de suministro así que el solar tendrá que hacer un esfuerzo para lograr las mejoras esperadas sin sacrificar rentabilidad.

 

  1. Módulos: Mono-PERC

Como muestra el gráfico del ITRPV, la tecnología Mono-PERC va a ser mainstream en los próximos años.  Y estas previsiones suelen ser muy seguras porque se basan en la capacidad instalada por los fabricantes y en los pedidos de maquinaria de fabricación para los próximos años. Además, ya hay previstas mejoras para la tecnología PERC como n-type y TOPCON. Más lejos queda otra tecnología muy prometedora como es la HJT, con grandes prestaciones y apoyada por gigantes del sector como Panasonic y Meyer Burger.

Más allá de siglas y acrónimos, la tendencia es dar mucho volumen a una tecnología con recorrido de manera que se consiga el santo grial: reducciones de coste y a la vez mejoras en prestaciones

 

  1. Módulos: Bifacial

Aunque el informe de VDMA no sea especialmente optimista con la transición a bifacial, mi impresión tras Intersolar es que la tecnología bifacial es imparable y que veremos una transición muy rápida. En cuanto se estandarice la forma de medir las mejoras y los financiadores se las crean, se convertirá en una de las mejores herramientas para mejorar el LCoE. Además la reciente decisión de Trump de eximir los módulos bifaciales de los aranceles a la importación seguro que ayuda a acelerar la transición en USA

 

  1. Inversores: Central vs String

El inversor no llega al 10% del capex de un parque pero su importancia es mucho mayor de lo que su coste indica: es el cerebro de la planta y es por tanto la puerta de entrada a los tan ansiados servicios de valor añadido y a la “Smart-grid”. Es por ello un componente estratégico en el que compañías de la talla de Huawei, GE, Siemens o ABB luchan por la hegemonía.

Los principales tipos de producto son:

  • MLPE: por un lado, en el segmento residencial se tiende a la modularización e integración del equipo en el modulo (los llamados MLPEs o module-level power electronics), tendencia que gusta mucho a los grandes players de los módulos que lo ven como una ampliación de su alcance
  • String: compañías con background electrónico como Huawei han entrado en ese sector con equipos pequeños modulares similares en concepto HW a los routers de datos. Con este concepto y una estrategia agresiva de precios, han pasado a liderar el mercado
  • Centrales: son los inversores tradicionales que se instalan en contenedores o plataformas y que van con su equipo de media tensión integrado

Y lo curioso es que hay 2 tendencias que pueden parece contradictorias: por un lado los MLPEs se miniaturizan y mediante grandes volúmenes, amenazan la posición de los string en proyectos residenciales y comerciales. Y por otro lado, los centrales y string para proyectos utility tienden a crecer en tamaño para conseguir reducciones de LCoE al reducir costes logísticos, de construcción y servicio. En la pasada Intersolar, Sungrow lanzó el string más potente del mercado con 250kW mientras que Gamesa Electric lanzó uno de los centrales más grandes con 3750kW por inversor y solución integrada de hasta 7500kW.

Por el momento, los inversores centrales son los preferidos para los grandes proyectos “utility-scale” y los inversores string no lo van a tener fácil para desbancarlos ya que el crecimiento en potencia y fiabilidad prometen reducciones adicionales de LCoE en grandes proyectos. Un escenario futuro probable es que surja una tecnología mixta central-modular que tenga las ventajas de ambas. Ya algunos fabricantes están trabajando en conceptos de este estilo. 

 

  1. Trackers: single axis

Aquí la tendencia no es sólo que los de 1 eje sean los claros vencedores tecnológicos, sino que los trackers han pasado a ser un elemento muy importante de mejora de eficiencia. Compañías como NexTracker han ido más allá de optimizar estructuras metálicas y han añadido el valor de los algoritmos de control para optimizar la orientación. Y con la llegada de los bifaciales, esta optimización va a ser aún más importante.

 

  1. BoP: flotante

Hace unos meses, el Banco Mundial publicaba un interesante informe sobre el estado de los proyectos solares flotantes en el mundo y me llamó mucho la atención el dato que daban del potencial disponible

Simplemente utilizando el 1% de la superficie de embalses, se instalarían 400GW de potencia. Pero este potencial no deja de ser teórico; lo importante es que son proyectos muy viables y poco más caros que los proyectos en tierra. Actualmente China está liderando este campo pero no sería raro que en un futuro cercano veamos legislación en Europa que obligue a las eléctricas a instalar solar flotante en sus embalses (tanto para nuevos proyectos como para existentes). Ya empezamos a ver tenders para instalar proyectos flotantes como el recientemente lanzado en Tailandia.

 

Estaremos atentos a la evolución tecnológica del sector que, como las buenas películas de acción promete 2 cosas: velocidad y sorpresas

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Todo sobre la producción eólica y solar en 2018 en España

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El pasado 23 de Enero se batió el record de producción eólica en España con 373 GWh en 24h y a día de hoy seguimos con días de mucho viento que hacen que un parte muy importante de la demanda eléctrica se cubra con eólica. Es en estos días de récords cuando los medios se hacen eco de la importante contribución que las renovables tienen ya en el sistema eléctrico nacional. Es también un buen momento para hacer un breve repaso de lo que ha sido 2018 en cuanto a producción eólica y solar en España.

 

Lo cierto es que los datos anuales correspondientes a 2018 todavía no han sido publicados pero gracias a la magnífica página de Entso, ya podemos disponer en tiempo real de todos los datos de generación eléctrica en Europa, con lo que es posible hacer nuestro propio análisis. Y eso es lo que he hecho aquí: he descargado las producciones diarias de eólica y solar a lo largo de 2018 para poder sacar algunas conclusiones.

 

Veamos pues primero la producción diaria de eólica y solar a lo largo del año en España:

Varios aspectos llaman la atención

  • Se aprecia claramente la estacionalidad de ambas pero con la suerte de que es complementaria: en verano sopla menos viento pero es cuando más solar se produce. Esto es muy importante porque la solar irá creciendo en capacidad instalada y compensará mejor la baja producción eólica estival.

 

  • Se confirma que la eólica es mucho más variable que la solar. La curva de sierra de la eólica es en algunos casos espectacular, como el pasado 15 de febrero, en el que en escasas 48h se pasó de generar casi 300GWh a menos de 50GWh.

 

  • El máximo de producción diario eólico fue el 24 de marzo. Veamos el detalle de generación ese día en la página de REE:

Como se aprecia, la eólica llegó a suministrar el 53% de la demanda. Otro detalle curioso en cómo se atienden los picos diarios: el del mediodía se cubre con el aporte de la solar pero el de las 21h, al no haber solar, se tiene que cubrir con hidraúlica (abundante en marzo).

  • Es curioso que el máximo de producción solar se situó el 16 de mayo. Esto puede deberse a que en mayo ya hay muchas horas de sol, pero todavía no hace tanto calor como en verano, por lo que los módulos trabajan mejor y producen más.

 

Otro aspecto en el que se insiste mucho estos días es en la relación entre el nivel de producción renovable y el precio de la luz. Aunque es un tema bastante complejo (muy recomendable la página de la AEE sobre este asunto para el que quiera profundizar), la relación es clara: a más renovable, menor coste. Veamos cómo fue está relación en 2018:

Es muy ilustrativo que los picos en el precio diario de electricidad coinciden exactamente con los picos inversos de producción eólica: en marzo con el pico de eólica se alcanzaba en mínimo precio de electricidad y al contrario en septiembre.

 

Como curiosidad, veamos el patrón de generación de eólica y solar en 2018 del país europeo con mayor capacidad instalada: Alemania

Alemania ha sido el primer país europeo es llegar a 1TWh de producción diaria con eólica. Ocurrió el pasado 8 de diciembre y fue gracias al cada vez mayor aporte de la eólica offshore. Y de nuevo queda patente la variabilidad de la eólica cuando con una separación de 34 días de calendario se pasa del record histórico (8-Dic) al mínimo anual (11-Ene).

 

Con este análisis se confirman con datos varias cosas que ya sabíamos: la relación directa entre renovables y abaratamiento del precio de la electricidad, estacionalidad y variabilidad en la producción y el cada vez mayor peso en el mix de generación.

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Eólica vs Solar: duelo al sol

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En el anterior post de este blog en el que se comentaba el último informe sobre LCoE de Lazard, hice algunos comentarios sobre la competencia entre renovables y más concretamente entre eólica y solar como fuentes de generación renovable más viables y baratas actualmente. A raíz de este artículo, me llegaron varios comentarios sobre este tema, algunos pidiendo más subastas multitecnología donde lo que se prime sea el menor precio comprometido y otros recordando que no todo es el precio a la hora de planificar el mix de generación. Lo cierto es que es un tema de actualidad ya que noticias como la de la última subasta mixta en Alemania donde la solar PV se llevó todos los proyectos frente a la eólica hacen que cada vez se oigan más voces que abogan por subastas mixtas donde, como es previsible, la solar ofrezca precios inalcanzables para las demás tecnologías.

Pero ¿es esto el enfoque correcto? ¿debe ser el precio el único driver? ¿realmente la solar PV va a ser imbatible en subastas mixtas? para el que ande mal de tiempo, ahí van las respuestas rápidas: Depende, No y Sí. Para el que tenga unos minutos para profundizar más en estas cuestiones, ahí van algunos argumentos…

 

¿Será la solar PV imbatible en precio?

Es muy probable que, en precio mínimo absoluto, sí. El nivel actual de coste más el potencial futuro de reducción hará en pocos años a esta tecnología imbatible en cuestión de costes. Veamos algunas de las razones:

 

1.Volumen

Es uno de los principales drivers para reducir el coste y como vemos en la gráfica, los volúmenes de la solar son ya mucho mayores que los de la eólica y la tendencia es que esta diferencia sea cada vez más grande.

Una de las claves para explicar esto es que la eólica se limita al segmento grid-connected con grandes proyectos de generación. Sin embargo, la solar tiene unos segmentos de negocio residencial y comercial que aportan mucho volumen al sector. Como se ve en la siguiente gráfica, casi la mitad del volumen provienen de estos segmentos que no existen en la eólica

La razón es obvia: el recurso solar es igual en entornos urbanos que no urbanos mientras que el recurso eólico es muy escaso en entornos urbanos.

 

2. Complejidad tecnológica y logística

Quien haya visto la instalación de un parque eólico y de uno solar ya sabe a que me refiero. La solar evita mucha de las complejidades técnicas de la eólica: no hay trabajos en altura, no se requieren grúas grandes, no hay elementos pesados, no hay elementos mecánicos que giren, las dimensiones de los componentes son pequeñas, etc. Para mí, un ejemplo que muestra claramente esta diferencia son los proyectos flotantes: en el caso de la eólica son proyectos dignos de un capítulo doble del programa megaestructuras, mientras que el solar, son placas solares con flotadores debajo.

Otro ejemplo muy ilustrativo de esta diferencia es el O&M: en solar es básicamente limpiar bien los módulos y de vez en cuando cambiar elementos pequeños mientras que, en la eólica, cualquier correctivo ya es complejo sólo por la altura y dimensiones.

 

3. Potencial reducción de coste

Aquí hay 2 elementos importantes para tratar de adivinar el potencial que tiene cada tecnología en la reducción del coste:

  • Materias primas: en la solar, el elemento que más pesa en el coste (los módulos) son básicamente semiconductores conectados. Está por tanto basado en el silicio como los chips así que potencialmente podría seguir una curva tipo ley de Moore de reducción de coste/tamaño (sé que esto es muy discutible, por eso lo de potencialmente). La eólica sin embargo es mayoritariamente acero, fibra de vidrio/carbono y hormigón, elementos que tienen menos capacidad de seguir curvas importantes de reducción.

 

  • I+D: esto es clave en sectores tecnológicos. La tecnología donde más se invierte es normalmente la que mayores avances tiene. Un dato indicativo de la inversión en I+D son las patentes publicadas y como se ve en los datos recopilados por IRENA, las patentes en solar en 2016 son el doble que las de eólica.

 

¿Debe ser el precio el único driver?

Obviamente no. Tanto la solar como la eólica son intermitentes así que cualquier planificador responsable debe ser muy cauto con esto. Pero aún siendo ambas intermitentes por naturaleza, hay claras diferencias

 

  1. Distribución horaria

Llegamos a una de las grandes debilidades actuales de la solar. Es obvio que las horas de sol al día son las que son y no llegan a cubrir uno de los picos de demanda del día (el de las 20h)

 

Sin embargo, el viento está distribuido de forma bastante uniforme a lo largo de las 24h del día, por lo que ayuda en todos los picos de demanda.

Es aquí donde entrarían las baterías y su capacidad de “mover” unas horas la solar hacia el pico de la tarde-noche. Pero la realidad es que hasta dentro de unos 10 años, el coste de las baterías no será tal que pueda ser un complemento “por defecto” de la solar. Es por esto por lo que hay voces en el sector eólico que defienden la necesidad de incorporar los tramos horarios en las subastas porque no vale lo mismo un kWh a las 11h que a las 20h. Si esto se hiciera, la solar no podría competir (por el momento) con la eólica en ciertos tramos horarios, lo que haría los resultados de las subastas mixtas más equilibrados.

 

2. Valor local

Sé que esto es un tema delicado y que nadie quiere hablar de contenido local, aranceles o cuotas, pero hay que ser consciente de las diferencias: 9 de los 10 principales fabricantes de módulos y 4 de los 5 principales fabricantes de inversores son chinos. En la eólica, sólo hay un gran fabricante chino en el top 5. Además, la inversión local por MW instalado (instalación, logística, O&M) en el caso de proyectos solares PV es muy inferior a la eólica. La realidad es que el ratio de retorno de la inversión en la economía local europea o española en el caso de los proyectos solares es muy inferior al de los proyectos eólicos.

 

Lo que parece claro es que los tiempos de hermandad entre eólica y solar cuando luchaban contra el enemigo común “térmico” han acabado y cada vez va a haber más casos que compitan en los mismos mercados y por los mismos clientes. Veremos como resulta, pero lo que está claro es que para el mundo, cualquier resultado será beneficioso.

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Renovables vs Convencionales ¿el punto de no retorno?

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La semana pasada, la consultora financiera Lazard lanzaba la duodécima edición de su ya famoso Levelized Cost of Energy Analysis donde realiza un análisis comparativo del coste medio que tiene producir un MWh con tecnologías de generación (aquí el pdf completo). Desde el año 2008 que se lanzó la primera edición, ha sido una referencia en el sector para ver cómo las renovables iban reduciendo el coste de generación y acercándose a lo que parecía hace unos años una quimera: el grid parity. Pero la noticia es que eso ya no es noticia: que las renovables (eólica y solar) son ya claramente más competitivas en nueva instalación que las convencionales es algo que ya casi nadie (con algo de criterio) discute. Ahora el objetivo es lo que yo llamaría el punto de no retorno de las renovables: que nuevas instalaciones de eólica o solar sean más baratas que mantener convencionales ya amortizadas.

Y esto es lo que, por primera vez, indica el informe de Lazard que puede estar pasando. De ahí que todos los titulares de diversos medios como PV Magazine o El periódico de la Energía hayan destacado este hecho. Profundicemos un poco más en el informe de Lazard sobre LCoE:

  1. Nueva instalación renovables vs coste marginal convencionales

Como ya se ha comentado, esta es la gran noticia. Según Lazard, en determinados casos, tanto la eólica como la solar de nueva instalación (ambas sin subsidios) pueden tener un coste de generación más bajo que el coste de generación de centrales de carbón o nucleares que ya están amortizadas y que, por tanto, su coste es el marginal de operación, combustible, mantenimiento, etc.

  • Lo primero que sorprende es que estemos ya en ese punto. Bloomberg NEF, que probablemente sea la consultora más reputada del sector, publicaba este año su New Energy Outlook donde vaticinaba que ese punto se alcanzaría como pronto en 2028 en proyectos en Alemania y en 2030 en China, en ambos casos versus instalaciones de Carbón. Si la comparación es con instalaciones de gas, la fecha se adelanta a 2022 y 2023 para China y Alemania respectivamente. Ya se sabe que la profesión de adivinador es especialmente difícil en el mundo de la enegía pero 10-12 años de diferencia es mucho incluso para este mundillo. Seguro que hay una explicación para tal diferencia (criterios, asunciones, etc) pero yo personalmente, si tengo que elegir una de las dos fuentes, me quedo con Bloomberg.
  • Las consecuencias de alcanzar este punto son muy relevantes: para empezar, daría vía libre a forzar cierres de plantas muy contaminantes (ej. Carbón) sin dañar económicamente a los operadores. Esto, junto con iniciativas privadas de las propias utilities, aceleraría la penetración de las renovables.
  • Aparentemente, el punto anterior parece muy positivo, pero si vamos un poco más allá, una introducción masiva de renovables provocaría una caída del precio del pool, con lo que haría menos atractivos los proyectos sin PPA, cosa que podría ser muy perjudicial para las propias renovables.

2. Wind vs Solar

Otra cosa que me llama la atención del informe es el bajísimo LCoE de la eólica (29 $/MWh) mientras que la solar más barata está en 26 $/MWh. Es llamativo porque los niveles de precio que se están alcanzando en las subastas parecen indicar que el suelo de la solar es más bajo que el de la eólica. Veamos algunos detalles relevantes en esta comparación

  • Analizando las asunciones del análisis, vemos que el factor de capacidad de Wind Onshore se fija en una horquilla de 55-38%. Ese 55% corresponde al valor mínimo de 29$/MWh y personalmente me parece algo irreal para proyectos onshore. Me cuesta pensar que haya proyectos con 4.800 heq netas. Es más, la horquilla del offshore es 55-45% que parece más real pero que el rango máximo de ambas horquillas coincida es muy raro. Yo pondría un rango de 50-30% para onshore.
  • En cuanto a la vida útil de las instalaciones, se asumen 20 años para eólica. Para Onshore puede tener sentido (la extensión de vida actualmente tiene asociado capex) pero para Offshore claramente debería ser 25 o incluso 30 años.
  • Los ratios históricos de reducción son espectaculares pero parecen indicar cierto suelo para la eólica mientras que la solar parece lejos de alcanzar algún suelo (Bloomberg vaticina en solar una reducción adicional del 30% de aquí a 2025)

  • Parece claro que la solar va a ser más barata que la eólica (si no lo es ya) y esto unido a ser menos intensivo en capital, tener menos riesgo tecnológico y plazos de instalación muy cortos, hace que parezca un rival imbatible en futuras subastas multitecnología. Pero como dijo Jose Luis Blanco, CEO de Nordex-Acciona en el reciente evento del EnerCluster de Navarra: “aunque la solar pueda ser más barata, el valor del MWh eólica siempre será mayor”. Y esto es algo que deberían tener muy presentes los legisladores a la hora de planificar las futuras subastas: para regiones como Navarra o países como España o incluso para Europa, el retorno de la inversión en eólica es altísimo ya que un gran porcentaje de la inversión es local o regional mientras que, en solar, la tendencia es que cada vez la fabricación de todo el HW se centre más en China.

Sea como sea la tendencia es imparable: las renovables ya son la fuente de generación más instalada y lo serán aún más en los próximos años. Ahora es el turno de los legisladores y planificadores del mercado de poner los mecanismos adecuados para que no haya riesgo de morir de éxito.

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