Empezamos con un artículo de Pilar Sánchez Molina en PV-Magazine acerca del estado actual de los precios de la electricidad en España. Y es que hace un par de semanas, la generación fotovoltaica alcanzó niveles históricos en España, Portugal e Italia para un mes de febrero. A priori, son buenas noticias para celebrar, pero a la vez que aumenta la generación renovable, disminuye la demanda eléctrica. Malas noticias. En comparación al año pasado, la demanda nacional cayó un 2,3 %, y un 10,5 % si lo comparamos a valores de hace 5 años. La demanda eléctrica está a niveles de hace 20 años.
Ambos datos explican por que el precio medio de la electricidad el 22 de febrero fue de 10,71 €/MWh. Javier Revuelta comenta que debido a la fuerte penetración de la fotovoltaica, precios de media de 35-40 €/MWh esta primavera, pueden implicar precios capturados solares de tan sólo 10 €/MWh. Además comenta:
“Pero llega un punto en que más solar no baja más los precios (que ya estarán en cero) sino que solo se vierte recurso. Antes pensábamos que los problemas de rentabilidad empezarían en el 2025, pero con las lluvias recientes y los precios de gas cayendo en picado, vamos a empezar ya en este año. En marzo se prevén periodos de viento y un recurso solar superior al de febrero, de unos 20 GW en días soleados. Teniendo el cuenta de que los topes en 2023 rozaron los 16 GW, nos sobran 5 GW, que se convertirán en 10 GW en 2025 y en 15 GW en 2026. Ya detectamos unos 0,4 GW de vertido fotovoltaico en mercado diario de 11 a 16 h el pasado 10 de febrero, y, simultáneamente 2- 4,5 GW de vertido eólico. Estamos ante un pistoletazo de salida para precios bajos prolongados”
En su opinión, España debería acelerar la regulación para incentivar el almacenamiento y poner alfombra roja a toda fábrica e industria que quiera venir. Y es que uno de los problemas precisamente del PNIEC es este. El plan contemplaba una electrificación de la economía mucho más rápida del ritmo actual, aumentando a un ritmo de un 5 % anual, atraída principalmente por unos precios de energía barata.
Estamos llegando a un punto en el cual más renovable no significa energía más barata, si no que significan mayores vertidos y por tanto, coste de oportunidad. Esto puede en poner en peligro toda la industria y puestos de empleo generados en los últimos años.
¿Ocurrirá un descalabro de la industrial fotovoltaica en España, cómo ya ocurrió con el fin de los subsidios tras la crisis financiera?
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Sobreparticipación en la última subasta en Alemania
Nos vamos directos a Alemania, dónde PV Tech nos hablan de los resultados de la última subasta en Alemania. A los 1,61 GW ofertados, se presentaron un total de 5,5 GW repartidos en un total de 124 ofertas, es decir, tres veces y media más de lo ofertado.
El precio promedio alcanzado fue de 0,0517 €/kWh, bajando así 1,3 céntimos comparado a la última subasta. Así mismo, la oferta más baja se encontró en los 0,0444 €/kWh, mientras que la más alta alcanzó los 0,0547 €/kWh.
La estrategia del gobierno alemán de aumentar los precios de la subasta en 2023 ha tenido éxito, y tanto las subastas de diciembre como marzo para parques fotovoltaicos terminaron sobresuscritas.
Baviera lideró en capacidad adjudicada con 604 MW y 63 ofertas, seguida de Brandeburgo con 197 MW y Sajonia-Anhalt con 167 MW. La próxima subasta fotovoltaica comenzó el 1 de marzo de 2024, con 2,2 GW de capacidad ofertada a un valor máximo de 0,0737 €/kWh.
Estas subastas forman parte de las estrategias del gobierno alemán para alcanzar su objetivo de 215 GW de capacidad solar instalada para 2030. Aunque aún no ha alcanzado esa cifra, Alemania añadió más de 14 GW de capacidad de energía solar el año pasado, un aumento del 85% en comparación con los 7,5 GW añadidos en 2022.
En Solarletter #10, ya comentábamos cómo a pesar de la fuerte penetración renovable en Alemania, aún era un mercado con fuerte crecimiento.
