Para el 6 de septiembre de 2024, los precios del mercado experimentaron una significativa caída en comparación con los días anteriores. El precio mínimo alcanzó los 19,56 €/MWh, el precio medio aritmético fue de 86,72 €/MWh, y el precio máximo llegó a 118,20 €/MWh. 

Durante estos seis días, se observaron cuatro días con precios medios por encima de los 100 €/MWh, lo que refleja una tendencia de continuidad respecto al mes de agosto. 

Estos días fueron el 2 de septiembre, con un precio medio de 116,66 €/MWh; el 3 de septiembre, con 108,44 €/MWh; y el 5 de septiembre, con 104,28 €/MWh. Además, el 1 de septiembre tuvo un precio medio cercano a los 100 €/MWh, exactamente 99,64 €/MWh,

La participación de la solar fotovoltaica ha sido la protagonista de esta semana, superando todos los días, excepto el 4 septiembre a la eólica, pero siempre por debajo de la nuclear. 

En un reciente análisis publicado en su perfil de LinkedIn, el Senior Principal de AFRY, Javier Revuelta, describe pese a un primer semestre complejo, los ingresos del sector solar fotovoltaico han mejorado en los meses de julio y agosto, alcanzando un promedio acumulado en lo que va del año de 35 €/MWh, lo que indica una recuperación de una situación crítica.

Asimismo, adelanta que el sector podría cerrar el año con ingresos de entre 43 y 45 €/MWh y que, a medida que se avanza hacia 2025, el mercado solar verá una disminución en el apuntamiento debido a la creciente saturación de la generación renovable, lo cual comenzará a afectar no solo los días de menor demanda (fines de semana) sino también algunos días laborables. 

Este escenario anticipa un mercado más competitivo y con márgenes potencialmente más estrechos para los productores de energía solar, particularmente si no se cuenta con herramientas de cobertura como los PPAs.

En este contexto, advierte sobre la necesidad urgente de regular nuevos incentivos para el almacenamiento, mejorar la remuneración de las redes, y facilitar el aumento de la demanda.

Sin estos elementos de flexibilidad, considera que “no es sostenible económicamente seguir construyendo 5GW de utility y 1.7GW de autoconsumo cada año, de aquí a 2030”, tal como enfatiza el consultor, en diálogo con Energía Estratégica España.

De esta manera, señala que el desafío radica en que, aunque muchos proyectos están protegidos por PPAs, aquellos que no lo están podrían enfrentarse a escenarios económicos difíciles si no hay una evolución favorable en los precios y las políticas de mercado.

Revuelta advierte que, de aquí a 2027, la inercia de los proyectos que ya tienen compromisos de capital seguirá impulsando un ritmo alto de construcción, “pero muchos de estos proyectos podrían no alcanzar la rentabilidad proyectada originalmente”. 

Sin embargo, aclara que esto dependerá, en gran medida, de las herramientas de cobertura que hayan cerrado antes de su construcción. 

Este contexto de alta incertidumbre económica y de saturación del mercado obliga a los productores y desarrolladores a buscar nuevas estrategias para asegurar ingresos estables.