El pasado martes 6 de noviembre se celebró en madrid el Foro Solar, la gran cita anual del sector fotovoltaico nacional. Las expectativas que han abierto la derogación del impuesto al Sol y la aprobación de la nueva directiva europea de Energías Renovables son los motivos del éxito de este V Foro Solar, en el que se respiraba el entusiasmo, pero que dejó sin embargo algunas dudas sobre el futuro de la energía solar.
Natalia Fabra, profesora de la Universidad Carlos III de Madrid propuso que en el año 2030, si el sistema de formación de precios sigue siendo el actual, el precio medio percibido por la fotovoltaica, "va a estar en torno a los ocho, diez euros el megavatio hora". 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". La 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.
Para comprender hacia dónde va a ir el mercado eléctrico si efectivamente, como afirmó el secretario de Estado, durante los próximos doce años vamos a estar incorporando una media de 5.000 megavatios al sistema eléctrico veremos esta simulación propuesta en la página Energias Renovables.
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».
Natalia Fabra también hizo su propuesta de "subasta para la incorporación de renovables": subastas de contratos con precios por euro/megavatio hora estables, lo que promoverá, según Fabra, menores primas de riesgo, menores costes del capital y menores barreras a la entrada de pequeños inversores (mayor competencia). La consecuencia sería unos "menores precios al consumidor y una mayor penetración de renovables".
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.
Al final, Fabra ha apostado por convocar subastas separadas por tecnologías y por promover en ellas la participación de los pequeños inversores.
Natalia Fabra, profesora de la Universidad Carlos III de Madrid propuso que en el año 2030, si el sistema de formación de precios sigue siendo el actual, el precio medio percibido por la fotovoltaica, "va a estar en torno a los ocho, diez euros el megavatio hora". 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". La 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.
Para comprender hacia dónde va a ir el mercado eléctrico si efectivamente, como afirmó el secretario de Estado, durante los próximos doce años vamos a estar incorporando una media de 5.000 megavatios al sistema eléctrico veremos esta simulación propuesta en la página Energias Renovables.
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».
Natalia Fabra también hizo su propuesta de "subasta para la incorporación de renovables": subastas de contratos con precios por euro/megavatio hora estables, lo que promoverá, según Fabra, menores primas de riesgo, menores costes del capital y menores barreras a la entrada de pequeños inversores (mayor competencia). La consecuencia sería unos "menores precios al consumidor y una mayor penetración de renovables".
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.
Al final, Fabra ha apostado por convocar subastas separadas por tecnologías y por promover en ellas la participación de los pequeños inversores.
Comentarios
Publicar un comentario
Deja aquí tu comentario.