La rentabilidad de las plantas de generación de energía solar fotovoltaica en España enfrenta desafíos cada vez más complejos, según Carlos Martín Graña, Responsable de Operaciones en ENERJOIN. 

En diálogo con Energía Estratégica España, el consultor resalta que la volatilidad que está demostrando el mercado no es sorprendente para los profesionales del sector, quienes ya están acostumbrados a esta nueva realidad. 

Sin embargo, el impacto sobre la rentabilidad y los plazos de amortización de las plantas fotovoltaicas es cada vez más evidente y enfatiza: “Todos los proyectos se hicieron con un retorno de la inversión a 4 o 5 años; pero creo que ese plazo se ha extendido en torno a 10 años, siendo optimista y teniendo PPA firmados”. 

Pero este escenario se magnifica para aquellos que solo dependen del mercado diario que choca con la realidad de que los precios más altos, debido a mayor demanda se den en las horas del año de menor potencial de producción, durante los meses de invierno. 

“Quienes estén obligados a depender exclusivamente del Pool, considerando los niveles actuales, es posible que algunos proyectos ni siquiera logren amortizarse», sentencia Graña y aclara que los más afortunados en ubicación pueden tener retornos de entre 12 a 15 años. 

Este cambio en las expectativas de amortización está obligando a los desarrolladores y operadores de plantas fotovoltaicas a replantear sus estrategias financieras y operativas. 

La firma de PPAs se ha vuelto crucial para garantizar un flujo de ingresos que permita la sostenibilidad económica de los proyectos. 

No obstante, la competencia en el mercado de PPA es feroz, y los precios de estos contratos han disminuido, hasta los 30 €, en muchos casos, lo que complica aún más la situación.

Nuevas dinámicas del mercado

La situación actual refleja una evolución en el mercado eléctrico español, donde la integración masiva de energías renovables está creando un entorno de precios extremadamente volátiles. 

Carlos Martín Graña detalla que la volatilidad de los precios de la energía en España está influenciada por la combinación de generación renovable y demanda fluctuante. Durante el día, cuando la demanda es baja y la generación solar es alta, los precios pueden caer drásticamente, como el último domingo que hubo varias horas de valor 0 euros por MWh. 

Este es el escenario típico de las primaveras donde los valores promedios pueden rondar los 20 €/MWh. 

Sin embargo, en las tardes y noches, cuando la energía debe ser suministrada por fuentes más costosas como el gas, los precios pueden elevarse a 140-160 €/MWh. 

Durante agosto, en promedio, el mercado presenta precios de 80 a 109 euros por MWh, los cuales varían según factores como la generación eólica y las condiciones meteorológicas. 

Gráfico: Roberto Caveró García

En caso de veranos ventosos, se mantienen los precios en 60-70  €/MWh, mientras que aquellos con poco viento, como el de este agosto, elevan los precios a 90-100  €/MWh.

Esto podría modificarse con la integración de almacenamiento en las plantas de generación de energía y Graña lo explica: “Si ingresa mucha potencia de baterías al sistema, debería aumentar el precio solar así que tendrías un precio estable, pero en promedio más caro”. 

Mirando hacia el futuro, subraya que la clave para la sostenibilidad del sector fotovoltaico residirá en cómo se adapta tanto la industria como los consumidores a esta nueva dinámica de precios. 

Con la continua expansión de la capacidad fotovoltaica y la integración de tecnologías de almacenamiento, el mercado seguirá evolucionando, y la rentabilidad de los proyectos dependerá en gran medida de la capacidad de los operadores para mitigar los riesgos asociados a la volatilidad de precios.