Los cambios en los costos de los equipos, los tipos de interés y los precios de la electricidad provocan una catarsis en los PPA

Los precios de los PPA están definidos principalmente por dos factores: los costos de los proyectos y los precios del mercado eléctrico donde se ubicará el proyecto. Los proyectos solares y eólicos terrestres generalmente tienen un gasto de capital (capex) mucho mayor que el gasto operativo (opex), por lo que el capex es el principal impulsor del precio de equilibrio del proyecto, junto con el factor de capacidad, que determina el nivel de generación y, junto con el precio de venta, determina los ingresos del proyecto, según Rystad Energy.

La intensidad de capital de los proyectos solares ha disminuido significativamente en las últimas décadas gracias a importantes mejoras tecnológicas y al fuerte aumento de la capacidad de fabricación, lo que permite mayores economías de escala. La intensidad de capital ha bajado de un promedio global de más de 5 USD por vatio en 2010 a un nivel esperado de alrededor de 0,80 USD por vatio este año.

China domina la fabricación de componentes solares: más del 90% de la capacidad mundial para fabricar lingotes, obleas, células y módulos se encuentra en ese país, lo que significa que la mayoría de los proyectos solares en todo el mundo utilizan componentes chinos. Esto permite que los proyectos tengan una intensidad de capital similar. Como resultado, la dispersión global de la intensidad de capital es bastante estrecha, con los cuartiles superior e inferior variando en promedio menos del 10% con respecto a la mediana.

El rango en 2025 se sitúa entre 0,80 y 1,00 USD por vatio y se espera que se mantenga estable durante los próximos cinco años. China, India, Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita son mercados donde la intensidad de capital promedio está por debajo del primer cuartil, mientras que Estados Unidos y Japón presentan una intensidad significativamente por encima del tercer cuartil.

Aumenta la intensidad de capital de la eólica

En cambio, la intensidad de capital de la eólica aumentó considerablemente entre 2020 y 2023 debido a la inflación y al aumento de los tipos de interés que afectaron a los fabricantes. Esto hizo que el promedio global subiera de 1,14 USD por vatio en 2020 a 1,59 USD por vatio en 2023. Sin embargo, los costos se han estabilizado y se espera que se mantengan en ese nivel hasta 2030.

A diferencia de la solar, la capacidad de fabricación de turbinas eólicas está más diversificada geográficamente, lo que conlleva una mayor variación de costos según el origen de los componentes y la ubicación del proyecto. Los fabricantes occidentales tienen costos de producción más altos que los chinos, lo que provoca que los costos de desarrollo en países occidentales sean, en general, más altos que en Asia. La mediana de la intensidad de capital de la eólica terrestre ha superado los 1,50 USD por vatio en los últimos años y se espera que se mantenga en ese nivel. Sin embargo, el cuartil superior superará los 2,00 USD por vatio en 2030, lo que aumentará la dispersión con respecto a la mediana en más del 30%. China, nuevamente, es un claro caso atípico con una intensidad de capital muy por debajo del cuartil inferior, mientras que Australia y Estados Unidos son atípicos en el extremo opuesto.

El costo de capital y el potencial de recurso son los factores que más impactan en los precios de equilibrio

En los 35 mercados analizados por Rystad Energy, se presentan los precios de equilibrio finales considerando sensibilidades sobre capex, opex, tasa de descuento y factor de capacidad. Tanto los proyectos solares fotovoltaicos a gran escala como los eólicos terrestres son altamente sensibles a las tasas de descuento (es decir, al costo de capital). En los mercados donde el costo de capital es más alto, como en muchos países en desarrollo, los proyectos renovables enfrentan una desventaja considerable, especialmente si además no tienen recursos solares o eólicos abundantes.

Los factores de capacidad pueden variar ampliamente entre mercados y también dentro de una misma región. Como resultado, los precios de equilibrio también fluctúan mucho. Para la solar fotovoltaica, los precios de equilibrio pueden ir desde 6–8 USD por MWh, mientras que para la eólica terrestre, el rango es de 9–11 USD por MWh. Estas cifras representan casos en los que la producción es 15% superior o inferior a los escenarios base. Esto evidencia el carácter intensivo en capital de las energías renovables. Según los análisis de mercado, este problema parece ser más relevante para la eólica terrestre que para la solar a gran escala.

Por el contrario, los gastos operativos tienen muy poco impacto en los precios de equilibrio, ya que ninguna de estas tecnologías requiere insumos de combustible. Para la solar, en particular, los cambios en el opex tienen un efecto mínimo sobre la economía total del proyecto.

Tasas de captura mucho más altas para la solar que para la eólica terrestre

El segundo factor principal que determina el nivel de precios del PPA, además del costo del proyecto, son los precios del mercado spot, o más específicamente, los precios de captura. Los precios mayoristas de la electricidad varían mucho entre regiones, debido a la combinación de generación, infraestructura de red y patrones de demanda. En este grupo, el mercado de California (CAISO) presenta los precios mayoristas más bajos, mientras que regiones australianas como Nueva Gales del Sur y Australia Occidental están en el extremo superior.

En este análisis, se estimaron las tasas de captura como el precio promedio realmente obtenido como porcentaje del precio del mercado. Se calculó para cada tecnología examinando la relación histórica entre la participación de solar o eólica en la generación y sus tasas de captura correspondientes.

La solar tiende a tener tasas de captura más bajas que la eólica, ya que su generación se concentra en las mismas horas del día, lo que reduce los ingresos debido a la competencia (efecto de canibalización). Aunque el almacenamiento está creciendo, su expansión no ha alcanzado el mismo ritmo que el crecimiento de la solar, por lo que aún no proporciona la flexibilidad necesaria. En Nueva Gales del Sur, por ejemplo, esto ha llevado a que los precios de captura para la solar caigan hasta cerca del 40%. Muchos mercados con alta penetración solar ya presentan tasas promedio de captura en el rango de 40-60%, o se espera que lleguen a ese nivel pronto.

En cambio, hay muy pocos mercados en el mundo donde la eólica terrestre tiene una tasa de captura inferior al 80%, y no se espera que muchos bajen significativamente del 70% en los próximos años. Así que, aunque los precios de equilibrio para la solar sean más bajos en la mayoría de los mercados, lo que la hace más competitiva en costos, el precio efectivamente capturado en el mercado spot puede ser mucho más bajo, impactando fuertemente en los precios de los PPA.

De media, los precios de la solar son más bajos que los de la eólica terrestre

La distribución completa de los precios en los 35 mercados analizados para eólica terrestre y solar PV, en todos los escenarios con año de inicio 2025, se muestra en el gráfico 3. En promedio, los precios de PPA para la solar PV son más bajos que para la eólica terrestre, y el precio de PPA más bajo globalmente se encuentra en Arabia Saudita para el caso base bajo de solar, con un precio de solo 16,3 USD por MWh.

Los países de Medio Oriente, junto con India, China, CAISO (California), Marruecos y España, tienen casos bajos de solar PV por debajo de los 25 USD por MWh, ya sea por costos muy bajos, factores de capacidad muy altos, o una combinación de ambos. En los casos de los EAU y Arabia Saudita, que lideran el ranking, presentan tanto costos muy bajos como excelentes condiciones, lo que hace que estos proyectos sean muy competitivos.

En el extremo superior de precios se encuentran principalmente proyectos eólicos terrestres, todos dentro del caso alto (altos costos, bajo factor de capacidad, alta tasa de descuento), incluyendo mercados como Malasia, Queensland (Australia), Alemania e Italia.