El pasado 24 de agosto saltaba la noticia de que en la subasta de fotovoltaica de Portugal se había conseguido un precio récord de 1,20 €/MWh. En este análisis se intentan esclarecer los términos de la subasta e interpretar correctamente este resultado de 1,20 €/MWh. Para ello será necesario entender la flexibilidad que ofrece el almacenamiento de energía, la importancia de los puntos de conexión a la red y la rentabilidad a largo plazo de las nuevas instalaciones fotovoltaicas.
La noticia publicada por el periódico portugués Expresso sobre el nuevo récord de precio de 1,20 €/MWh alcanzado en la subasta solar en Portugal causó un gran impacto. No es para menos, ya que este precio supone unos 10 €/MWh menos que el récord mundial anterior. Entre las preguntas obvias que todo el mundo ha estado intentando responder desde entonces se encuentran: ¿realmente alguien está ofertando ese precio para una central fotovoltaica? ¿es rentable ese precio a largo plazo? ¿cómo se obtiene ese valor de 1,20 €/MWh?
Ahora, pasada ya una semana desde la realización de la subasta y después de haber analizado la información disponible con tranquilidad, se intentará explicar cómo se obtiene ese valor de 1,20 €/MWh y cómo es posible que una instalación fotovoltaica sea rentable con esos precios. Para ello, antes de todo, hay que entender el mecanismo de la subasta y tener claras las tres modalidades de retribución a las que se podían acoger los participantes en esta segunda subasta solar de Portugal.
La segunda subasta solar de Portugal
Esta segunda subasta solar de Portugal tuvo lugar entre los días 24 y 25 de agosto y consistía en 12 lotes que suman 700 MW en las regiones de Alentejo y Algarve. Una de las peculiaridades de esta subasta es que cada ofertante podía acogerse a una de las tres modalidades de remuneración disponibles: remuneración fija por la energía vendida, compensación fija al sistema eléctrico y remuneración fija para instalaciones con almacenamiento.
La primera modalidad, etiquetada como prima variable por diferencias, consiste en recibir un precio fijo por la energía generada. La instalación vende la energía directamente al mercado y después el exceso o el déficit respecto al precio fijo se compensa mediante un contrato por diferencia. Para esta modalidad de retribución, los participantes ofertaban un descuento porcentual sobre un precio de referencia determinado expresado en €/MWh.
En la segunda modalidad, compensación fija al Sistema Eléctrico Nacional, los participantes hacen una oferta de contribución en €/MW/año a pagar para disponer de una reserva de capacidad en un punto de conexión de la red eléctrica, y pueden vender la energía en el mercado.
La última modalidad, prima fija por la flexibilidad, está reservada y es la única posible para instalaciones solares que incorporen un sistema de almacenamiento de energía. En este caso, la instalación recibe una compensación anual (€/MW/año) y puede vender la energía fotovoltaica en el mercado, pero pagando un seguro contra picos de precios, es decir, un seguro para compensar al sistema cuando los precios del mercado superen un determinado umbral. Para esta modalidad, la oferta se realiza como un descuento en porcentaje sobre una tasa de compensación de referencia determinada expresada en €/MW/año.
El objetivo de la subasta es la adjudicación de la reserva de capacidad de inyección de energía procedente de tecnología solar en determinados puntos de conexión a la red de transporte y de distribución. Como se verá, este es uno de los puntos clave a la hora de entender los precios tan bajos conseguidos en esta subasta.
Los resultados de la subasta
Como se ha visto, hay tres modalidades de remuneración a las que se pueden acoger los participantes y todas ellas compiten conjuntamente en cada uno de los lotes. Para poder ordenar y valorar las ofertas independientemente de la opción escogida, todas las ofertas se convierten al valor presente neto expresado en €/MW de los 15 años en los que las instalaciones ganadoras estarán sujetas al régimen de remuneración escogido en la subasta.
El valor presente neto (VPN), o valor actual neto (VAN), es un término financiero que determina el valor en el momento actual de los ingresos y gastos durante un determinado período en el futuro. Para determinar el VPN de cada oferta, la plataforma informática de la subasta parte del precio ofertado, ya sea en €/MWh o en €/MW/año, del precio esperado del mercado mayorista, de las horas anuales equivalentes de las instalaciones fotovoltaicas, del precio capturado estimado de la fotovoltaica, de una tasa estimada de inflación, del número estimado de horas con precio por encima de un valor determinado y otros conceptos que pueden afectar el valor de los ingresos y gastos durante los 15 años que las instalaciones estarán sujetas al régimen de retribución escogido.
Así, el resultado publicado de 1,20 €/MWh no es una oferta hecha por este valor, si no una estimación de la remuneración media que podría recibir la instalación ganadora, asumiendo el precio del mercado, el precio capturado, la tasa de inflación, etc. que se ha visto antes. Por lo que la remuneración que finalmente recibirá la instalación puede variar significativamente.
Según la noticia del Expresso, la instalación estaba acogida a la modalidad de remuneración para las instalaciones con almacenamiento, por lo que su oferta fue de un porcentaje de descuento sobre una prima anual de capacidad de referencia, que era de 33.500 €/MW/año. Según la nota de prensa del Gobierno portugués, en esta modalidad las ofertas superaron el 200% de descuento, es decir, que la prima pasa a ser negativa, por lo que las instalaciones pagarán una prima promedio de 37.100 €/MW/año, según la nota.
Volviendo a la oferta ganadora de 1,20 €/MWh, éste es el precio medio que recibirá la instalación después de vender la energía al mercado, pagar la prima de capacidad y el seguro para picos de precios, todo ello asumiendo los precios capturados hasta 2039 que se hayan utilizado para el cálculo, como se ha visto. Ahora bien, teniendo en cuenta que se trata de una instalación con almacenamiento, el uso estratégico que se hará de la energía almacenada superará ampliamente los precios que pueda obtener la energía solar vendida directamente al mercado. De ahí que se puedan permitir estos precios tan bajos de entrada.
También es importante tener presente que, una vez transcurridos los 15 años durante los que la instalación estará sujeta al régimen de retribución de la subasta, la instalación podrá continuar operando, tendrá una mayor rentabilidad y dispondrá de uno de los aspectos más importantes y caros: un punto de conexión a la saturada red portuguesa, ya que, ahora mismo, la única manera de acceder a un punto de conexión es a través de una subasta. Esta es otra de las claves para entender los resultados asombrosamente bajos de esta subasta: la rentabilidad de los proyectos a largo plazo. Con las mejoras de la tecnología fotovoltaica y dadas las incertidumbres de los mercados en el medio plazo, cada vez se apuesta más por los proyectos renovables a largo plazo. En AleaSoft se dispone de previsiones de precios de mercado a 30 años para los principales mercados europeos de energía, indispensables para analizar la rentabilidad de los proyectos en ese horizonte. Los reportes y previsiones se actualizan constantemente con la información más reciente.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
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