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1/14 El factor de apuntamiento y el efecto de canibalización en la fotovoltaica. Una perspectiva de futuro. “A. Sanchis, A. Fernández” “Altran, Calle Campezo, 1, 28022 Madrid, España” 1. Sumario En la era de las grandes plantas fotovoltaicas sin subvenciones, la preocupación por los efectos que una introducción masiva de esta tecnología puede producir en el sistema eléctrico español ha ido en aumento. Diversos estudios apuntan a una reducción del precio del mercado (pool) en las horas solares debido a la mayor oferta de electricidad que proporcionarán estas plantas durante ese periodo del día y el bajo o nulo coste marginal de explotación, unido a la posible reducción de precio del mercado eléctrico en general por una mayor presencia de Energías Renovables (EERR) en el mix. En este contexto, la tecnología solar fotovoltaica (FV) podría llegar a cobrar del mercado un precio por MWh mucho menor que el que ahora disfruta, con la consiguiente afectación de los ingresos y las rentabilidades en los proyectos cuyos ingresos dependen exclusivamente del mercado, es decir, fuera del contexto regulado. Este riesgo se convierte en la actualidad en una de las principales preocupaciones tanto de los financiadores como de los promotores de estas plantas, pues determina en gran medida la rentabilidad de estos activos en el medio y largo plazo. En el presente documento se pretende explicar el concepto del factor de apuntamiento tecnológico y cómo este puede ser determinante en el medio plazo para determinar el precio real que podrán capturar las instalaciones solares fotovoltaicas en el mercado eléctrico español. Para ello se presenta el concepto, se explican casos extremos ya ocurridos en otros países y se plantea una posible evolución del sistema eléctrico español en base a la simulación de distintos escenarios sobre datos reales históricos. Se consigue de esta forma contextualizar un escenario de evolución de precios para los próximos 5 años que se considera extremo, y que ayuda a entender cuál sería, en un escenario business as usual, el precio que capturaría la FV durante este periodo. Adicionalmente, se explican los factores que determinan la divergencia con el escenario business as usual. Factores que se presentan numerosos a la vez que potencialmente decisivos, por lo que se plantea necesario el seguimiento de cerca de todos ellos para ir determinando con mayor certeza la evolución más plausible. © November 2018. Published by Altran. “Palabras clave: mercado eléctrico, curva de demanda, fotovoltaica, pool, factor de apuntamiento, PPA, energía solar, Energías Renovables, canibalismo tecnológico, autoconsumo, descarbonización, canibalización, net metering, curva Nessie, BES, coche eléctrico, garantías de origen, generación gestionable, interconexión, almacenamiento, derechos de emisiones, mix eléctrico, sistema marginalista, climatología, cambio climático.”
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El factor de apuntamiento y el efecto de canibalización en la fotovoltaica.
Una perspectiva de futuro.
“A. Sanchis, A. Fernández” “Altran, Calle Campezo, 1, 28022 Madrid, España”
1. Sumario
En la era de las grandes plantas fotovoltaicas sin subvenciones, la preocupación por los efectos que una introducción
masiva de esta tecnología puede producir en el sistema eléctrico español ha ido en aumento.
Diversos estudios apuntan a una reducción del precio del mercado (pool) en las horas solares debido a la mayor oferta
de electricidad que proporcionarán estas plantas durante ese periodo del día y el bajo o nulo coste marginal de
explotación, unido a la posible reducción de precio del mercado eléctrico en general por una mayor presencia de
Energías Renovables (EERR) en el mix. En este contexto, la tecnología solar fotovoltaica (FV) podría llegar a cobrar del
mercado un precio por MWh mucho menor que el que ahora disfruta, con la consiguiente afectación de los ingresos y
las rentabilidades en los proyectos cuyos ingresos dependen exclusivamente del mercado, es decir, fuera del contexto
regulado.
Este riesgo se convierte en la actualidad en una de las principales preocupaciones tanto de los financiadores como de
los promotores de estas plantas, pues determina en gran medida la rentabilidad de estos activos en el medio y largo
plazo.
En el presente documento se pretende explicar el concepto del factor de apuntamiento tecnológico y cómo este puede
ser determinante en el medio plazo para determinar el precio real que podrán capturar las instalaciones solares
fotovoltaicas en el mercado eléctrico español.
Para ello se presenta el concepto, se explican casos extremos ya ocurridos en otros países y se plantea una posible
evolución del sistema eléctrico español en base a la simulación de distintos escenarios sobre datos reales históricos.
Se consigue de esta forma contextualizar un escenario de evolución de precios para los próximos 5 años que se
considera extremo, y que ayuda a entender cuál sería, en un escenario business as usual, el precio que capturaría la
FV durante este periodo.
Adicionalmente, se explican los factores que determinan la divergencia con el escenario business as usual. Factores
que se presentan numerosos a la vez que potencialmente decisivos, por lo que se plantea necesario el seguimiento de
cerca de todos ellos para ir determinando con mayor certeza la evolución más plausible.
© November 2018. Published by Altran.
“Palabras clave: mercado eléctrico, curva de demanda, fotovoltaica, pool, factor de apuntamiento, PPA, energía solar, Energías Renovables,
canibalismo tecnológico, autoconsumo, descarbonización, canibalización, net metering, curva Nessie, BES, coche eléctrico, garantías de origen,
generación gestionable, interconexión, almacenamiento, derechos de emisiones, mix eléctrico, sistema marginalista, climatología, cambio climático.”
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2. Introducción
El funcionamiento del sistema eléctrico tal y como lo conocemos está cambiando a pasos agigantados.
Son diversas las incertidumbres que acechan a un promotor al acometer el estudio de una inversión en EERR en la era
de las plantas sin subvención. Tanto si se plantea un PPA (Power Purchase Agreement) como si se quiere vender la
electricidad directamente en el mercado eléctrico, el determinar qué precio tendrá esa energía en un mercado futuro es
fundamental.
De hecho, un PPA es precisamente un acuerdo entre dos partes que quieren cubrir ese riesgo, una parte cubre el riesgo
de que el mercado sea demasiado bajo para cubrir sus costes de inversión, y la otra el riesgo de que el mercado sea
demasiado alto para admitirlo dentro de sus costes de operación. El afán de cubrir el riesgo por ambas partes es el que
permite alcanzar un acuerdo de PPA.
En concreto para la energía solar fotovoltaica, cuyo recurso tiene una predictibilidad muy elevada, una de las mayores
incertidumbres en el largo plazo se centra en conocer ese precio futuro.
Para ello, no solo es importante saber cómo fluctuará el precio del pool en el mercado eléctrico a largo plazo, sino
también conocer qué parte de ese precio será capaz de capturar una instalación que produce unas horas muy concretas
del día. Es aquí donde el factor de apuntamiento juega un papel importante.
3. Factor de apuntamiento: definición y contexto actual
Dado que el precio del mercado eléctrico varía cada hora, como se observa en el gráfico de barras que representa un
día promedio de los últimos 10 años, ciertas tecnologías como la fotovoltaica (FV), que produce en un rango de horas
determinado, cobrarán el precio de esas horas, no el precio promedio general.
Figura 1. Precio horario promedio del pool (2007-2017) y perfil horario promedio de la generación fotovoltaica.
El ratio entre el precio real cobrado por una planta y el precio promedio del mercado se denomina coeficiente de
apuntamiento tecnológico o factor de apuntamiento.
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En la siguiente figura se muestra un ejemplo de lo ocurrido históricamente en el sector, donde el factor de apuntamiento
ha sido ligeramente superior a la unidad, es decir, la fotovoltaica ha conseguido históricamente un precio ligeramente
superior al promedio del mercado.
Figura 2. Comparación del precio promedio del pool en un día (2007-2017) y el valor de los ingresos, en euros por ud. de energía, del sector fotovoltaico.
Dado un día cualquiera, si el precio del mercado eléctrico varía al alza durante las horas en las que una planta está
produciendo, mayores serán sus ingresos y más alto será su factor de apuntamiento.
La variabilidad durante el día del precio de la electricidad se basa principalmente en dos factores:
El perfil de la demanda eléctrica a lo largo del día; es decir, como norma general a mayor demanda mayor
precio, y a menor demanda menor precio.
La composición del mix eléctrico en cada momento.
La influencia de la demanda en el precio del mercado se puede comprobar fácilmente observando la similitud entre el
perfil horario de precios del pool y el perfil horario de demanda energética, como se muestra en el siguiente gráfico que
muestra el perfil promedio durante 4 años.
Figura 3. Precio horario promedio del pool y perfil horario promedio de la demanda y perfil horario promedio de la generación fotovoltaica (2014-2017).
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A nivel promedio, el precio varía principalmente con la demanda, aunque se observa una pequeña diferencia en las
horas solares, donde el precio es ligeramente inferior al que hubiese determinado este seguimiento de la demanda.
Quizá por el efecto inducido de la producción solar localizada exclusivamente en esta franja horaria.
La influencia de la composición del mix en el precio, por otra parte, es más compleja que la influencia de la demanda.
El mix eléctrico lo forman tecnologías con distinta estructura de costes que, por lo tanto, ofertan a distinto precio. Sin
embargo, en un sistema marginalista el precio final lo fija la central más cara que se haya necesitado para completar la
demanda del sistema en esa hora. Cuanta más energía ofertante a bajo precio (nuclear y renovable) entre a completar
la demanda eléctrica de una hora concreta, menor será el precio final que marcará el mercado para esa hora.
Factor de apuntamiento histórico en España
Históricamente, la tecnología fotovoltaica ha conseguido un factor de apuntamiento superior a la unidad, dado que las
horas diurnas suelen tener en promedio un precio ligeramente superior a la media del día. En la siguiente figura se
muestra el factor de apuntamiento de la fotovoltaica en España desde el año 2007 hasta el 2017.
Figura 4. Valores históricos del factor de apuntamiento del sector fotovoltaico en España (2007-2017).
Sin embargo, el nivel de penetración de la fotovoltaica en el mix durante estos años, con un 3,2% de participación en la
generación a 2017, no ha influido a un nivel significativo en la fijación del precio de la electricidad, por lo que estos
valores simplemente son los que la fotovoltaica se ha encontrado al producir durante sus horas de producción.
Esta aparente hipótesis se comprueba de modo estadístico y por comparación con otra tecnología cuya mayor
implantación sí que ha condicionado el precio del pool. A continuación, se muestra para las tecnologías solar fotovoltaica
y eólica, qué valores de precio de pool se han producido durante estos años (valores horarios) en comparación con la
producción que estaba generando dicha tecnología en cada uno de esos momentos.
1.11
1.061.03 1.04 1.04
1.02 1.03
1.081.06
1.00 1.01
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2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Fact
or
de
apu
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mie
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Figura 5. Generación eólica y precio del pool para cada hora del periodo Enero 2014-Agosto 2018.
Figura 6. Generación fotovoltaica y precio del pool para cada hora del periodo Enero 2014-Agosto 2018.
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cio
po
ol (€
/MW
h)
Generación eólica (MWh)
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0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Pre
cio
pool (€
/MW
h)
Generación fotovoltaica (MWh)
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El resultado muestra que la variabilidad del precio del pool ha sido independiente de la producción de energía solar
fotovoltaica. Sin embargo, en el caso de la eólica, se observa que existe una tendencia a un abaratamiento del precio
del pool cuando aumenta la energía eólica generada.
Existe una salvedad a esta conclusión, y es que en los picos máximos de producción fotovoltaica, a partir de 3.250 MWh
producidos en una hora, no se observan valores de precios de pool fijados en la banda más cara (por encima de 70
€/MWh) lo que podría indicar que con mayor producción fotovoltaica sí que se empieza a notar un abaratamiento
significativo derivado de la introducción de esta energía en el sistema.
Importancia del factor de apuntamiento
El factor de apuntamiento es de vital importancia porque define el precio real cobrado en el mercado por una planta
solar fotovoltaica con respecto al precio medio del mercado. Conocida la evolución del promedio del mercado y cómo
evolucionará este coeficiente, se pueden estimar los ingresos que podrá conseguir una planta.
A día de hoy, con coeficientes cercanos a la unidad, su importancia es relativa. Pero al realizar una evaluación de la
inversión en un proyecto nuevo, que deberá generar electricidad durante 25-30 años, este factor se convierte en
fundamental.
4. Tendencia futura del factor de apuntamiento
Experiencia en otros países
Un claro ejemplo de qué ocurriría si al sistema eléctrico actual, sin ningún otro cambio, le incluyéramos una alta
penetración de energía fotovoltaica, es lo ocurrido en Hawaii con el autoconsumo.
En la isla de Oahu la penetración del autoconsumo es una de las mayores del mundo, con la peculiaridad que existe
net metering, por lo que los excedentes se vierten a la red y se recoge beneficio económico de ellos.
El sistema eléctrico de esta isla ha llegado ya al caso extremo de que la producción fotovoltaica supera la demanda en
algunos circuitos, haciendo que el sistema funcione como absorbedor, no como proveedor de energía, lo que ha
derivado en problemas de seguridad y confiabilidad.
Gran parte de la demanda durante las horas solares desaparece y vuelve a crecer de forma acelerada al desaparecer
el sol, creando un pico al sistema que también supone un reto importante a los operadores del sistema. Esta curva de
demanda con este pico tan exacerbado al finalizar las horas solares recibe el nombre de curva Nessie (por la forma
alargada y vertical que recuerda al cuello del monstruo del lago más famoso de Escocia).
Pero esto no ocurre únicamente en sistemas eléctricos de pequeño tamaño. Análogamente a lo ocurrido en Hawaii, la
instalación masiva de fotovoltaica en el sur de Australia está empezando a crear una situación similar. En este caso, el
nivel de instalación afecta al sistema eléctrico del sur, donde en ocasiones se alcanza el 50% de la demanda solamente
con las instalaciones de autoconsumo. Y, dado que sigue el nivel de instalación, se prevé que en pocos meses habrá
exceso de energía durante las horas centrales del día, con las consecuencias para la red y para la rentabilidad de las
instalaciones que no podrán monetizar toda la energía generada.
Esto es lo que ocurre en un sistema sometido a una tasa de autoconsumo elevada, baja la demanda eléctrica en las
horas solares, bajando por tanto el valor económico de la energía durante esas horas.
En el caso español, el autoconsumo no parece que vaya a ser tan problemático, pues en España se está muy lejos de
esos niveles de penetración. A cierre de 2016 el registro oficial apenas alcanzaba las 123 instalaciones para todo el
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estado, lo que da habida cuenta de la insignificancia del autoconsumo en este país. Habría que señalar que una cuota
de autoconsumo significativo sí que impactaría en la demanda durante las horas de producción de estas instalaciones,
pero con los niveles actuales de instalación no se prevé que esto pueda ocurrir en los próximos años, a pesar de las
mejoras administrativas que el sector espera que se desarrollen legislativamente en los próximos meses.
Para el caso español, la energía solar fotovoltaica proviene principalmente de las grandes plantas. Adicionalmente a los
4,68 GW de potencia total instalada a final de 2017, el resultado de las subastas implica que 3,91 GWp de nuevas
instalaciones deberían conectarse a la red antes del fin de 2019.
Esta potencia, unida a las instalaciones de autoconsumo, las plantas en régimen de PPA y las que vendan directamente
a pool que se vayan construyendo en los próximos años, determina el contexto futuro de la energía solar fotovoltaica.
Evolución futura del mercado español
No existe un consenso sobre lo que puede ocurrir en el futuro en un horizonte de 20 años. De hecho, no existe un
acuerdo claro sobre lo que puede ocurrir en los próximos 5 años en el mercado eléctrico español. Ni sobre qué precios
se barajarán por la electricidad ni sobre qué fracción de estos precios será capaz de capturar la fotovoltaica.
Recientemente esto ha sido motivo de debate en el “V Foro Solar”1 organizado por UNEF2, donde algunos expertos han
vaticinado un precio promedio del mercado eléctrico para los próximos 20 años en el entorno de los 40-60 €/MWh,
siendo el precio alcanzable por la fotovoltaica del entorno de los 50 €/MWh. Sin embargo, existen otras corrientes que
se posicionan más en un promedio del mercado en el entorno de los 40 €/MWh, considerando precios en horas solares
mucho menores, del entorno de los 10 €/MWh. Este caso representa un factor de apuntamiento del 0,25 y sería un claro
ejemplo del conocido como canibalismo tecnológico o efecto de canibalización; cuanta más instalación de fotovoltaica
hubiese menos rentable sería esta.
La dificultad de consenso a este respecto radica en la diversidad de factores que pueden influir en esta evolución y las
distintas incertidumbres que estos acarrean.
De entre los principales condicionantes de este futuro, destacan:
La evolución de la demanda eléctrica:
o La descarbonización de la economía a través de, por ejemplo, la implantación del coche eléctrico,
implicará una mayor demanda eléctrica en el sistema3, lo que podría ejercer una presión ascendente
en los precios del mercado.
o Sin embargo, un aumento considerable de las instalaciones de autoconsumo podría disminuir la
demanda en horas de sol, lo que implicaría menos demanda en el mercado para unas horas en las que
la oferta podría ser mayor debida a la generación a pool de las grandes instalaciones fotovoltaicas.
Ambos factores implicarían una presión descendente en los precios durante esta parte del día.
La evolución de la contratación vía PPA. Dado que los contratos bilaterales no se gestionan en el mercado
eléctrico, toda la energía que se cierre por esta vía eliminará tanto demanda como oferta del mercado. Si bien
esta energía sí impacta en la gestión técnica del sistema, esta no se ve reflejada en los precios que se alcanzan
en la casación. La evolución de este factor vendrá muy determinada por las garantías de origen y su grado de
implantación dentro de la práctica de las comercializadoras.
1 “La fotovoltaica hacia el liderazgo de la transición energética”, realizada en Madrid los días 6 y 7 de noviembre de 2018. 2 Es la asociación sectorial de la energía solar fotovoltaica en España. 3 Algunos estudios apuntan a que no tiene por qué ser así, pues la alta eficiencia de estos vehículos unida a la mejora de eficiencias
en otros sectores consumidores, como la iluminación o la climatización, permitirá que el consumo total eléctrico no aumente o incluso
que disminuya.
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La evolución del almacenamiento, ligada a la posible disminución de los precios en las horas solares. De darse
una mejora tecnológica y económica del almacenamiento, como se espera que ocurra, y bajo un escenario de
depresión del precio del pool en las horas centrales del día, sería esperable que diversas plantas fotovoltaicas
optaran por instalar almacenamiento para ofertar una parte de su energía en horas de mayor precio, mejorando
su factor de apuntamiento. En un entorno de generación gestionable la curva horaria del precio del pool
tendería a aplanarse.
La evolución de las tecnologías de almacenamiento per se. De forma independiente a una generación concreta,
la evolución del almacenamiento como tecnología económicamente viable puede permitir la construcción de
plantas exclusivamente de almacenamiento, que funcionen como las plantas actuales de bombeo, almacenando
cuando la energía es más barata y vendiendo cuando esta está más cara, proporcionando demanda cuando
hay más oferta y oferta cuando hay más demanda.
La evolución de la interconexión con Francia. Una potencia mayor de interconexión ayudaría a estabilizar los
precios cuando estos sean muy altos o muy bajos en alguno de los dos países. Más aun con la integración de
un mercado único a nivel europeo.
La evolución del mercado de derechos de emisiones de CO2. El precio de estos derechos impacta en la oferta
económica que realizan las centrales térmicas en el pool, determinando en gran medida el precio final que este
alcanza, al ser estas fijadoras del precio en muchas horas.
La evolución del precio del petróleo, carbón y gas. Su devenir determinará los costes de las centrales térmicas
y qué precios ofertarán estas en el mercado, impactando en el precio final de casación.
La evolución de la instalación de Energías Renovables. El porcentaje del mix que cubran las Energías
Renovables, y la rapidez con que estas se desplieguen, determinarán en gran medida los precios del mercado
en los próximos años. A mayor cantidad de Energías Renovables, mayor será la presión de los precios a la baja. Siendo las dos mayoritarias la energía solar y la eólica, se espera que la eólica deprima los precios en general
durante cualquier hora del día, sin embargo, la energía solar tendrá un efecto focalizado en las horas de su
producción, las horas solares.
La climatología específica de cada temporada del año. En un escenario con un porcentaje elevado de
participación en el mix de las Energías Renovables, la climatología jugará un papel fundamental para determinar
el precio final que alcance el pool en cada momento del año, más aún con los efectos del cambio climático en
crecimiento.
La posibilidad de cambios en el sistema marginalista de fijación de precios. El sistema marginalista se creó
bajo un mix totalmente diferente, pero la inclusión de una cuota cada vez mayor de plantas que ofertan a precio
0 o cercano, debido a que sus costes marginales son prácticamente 0, puede hacer que en un futuro no lejano
apenas haya centrales con coste marginal ofertando en un sistema marginalista, quedando por tanto este
obsoleto. No será sencillo un cambio, pues las inversiones en centrales de generación se hacen con un horizonte
temporal elevado y considerando las reglas conocidas en ese momento, pero probablemente se alcance un
punto en el que la reforma sea del todo necesaria.
5. Caso práctico
Una forma de evaluar el futuro es mirar al pasado y ver, con datos reales, qué hubiera ocurrido en el precio del pool con
un mix distinto.
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Para ello basta simplemente con evaluar a nivel horario cuál habría sido la casación en el caso de introducir una oferta
mayor de energía solar fotovoltaica.
Metodología
Con el objetivo de evaluar cómo hubiera cambiado el precio final de casación al incluir una mayor oferta de energía
solar fotovoltaica, definimos 3 escalones adicionales a la potencia FV ya instalada: +5 GW, +10 GW y +15 GW.
De una forma simplificada, admitimos que solamente cambia la producción fotovoltaica, es decir, consideramos que la
curva de casación se mantiene inalterada salvo por la introducción de nueva energía que se considera ofertada a 0, y
que la demanda se mantendría constante sin ser alterada por esta mayor oferta.
Consideramos que la nueva potencia tendría un rendimiento similar a la ya en funcionamiento en cuanto a horas de
producción se refiere.
Sirva de ejemplo la figura siguiente, donde se observa cómo variaría el precio de casación en una hora al realizar el
ejercicio de aumentar la energía fotovoltaica disponible en ese momento.
Figura 7. Ejemplo de la variación del precio de casación de las curvas de Oferta y Demanda de una hora al introducir energía proveniente de 5 GW extra de potencia fotovoltaica.
La simplificación realizada tiene por objetivo poder calcular un precio horario nuevo sin considerar la complejidad de las
limitaciones técnicas de las ofertas y las posibles variaciones en el juego de la oferta y la demanda.
Este ejercicio aísla el efecto de esta mayor oferta de energía en las horas de producción solar del resto de efectos.
Puede considerarse este como un escenario de mínimos, es decir, que para una hora dada, las implicaciones de una
mayor oferta, en cuanto a restricciones técnicas o a desplazamiento de la demanda, harían que el precio final alcanzado
fuese el calculado o superior.
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Pre
cio
casació
n (€/M
Wh
)
Energía subastada (MWh)
Curva de oferta
Curva de oferta con +5GW de FV
Curva de demanda
Casación real
Casación con
potencia FV extra
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Las simulaciones se han realizado para los 3 escalones de potencia extra (5, 10 y 15 GW) para todas las casaciones
horarias del periodo 2014 - Agosto 2018. Durante este periodo se extrae cómo variaría el precio del pool bajo estos
supuestos y cómo lo haría el factor de apuntamiento de la tecnología fotovoltaica.
Resultados
Los resultados, comparados con los valores reales históricos, se muestran en la tabla siguiente:
Precio pool
promedio [€/MWh]
Precio FV histórico [€/MWh]
FdA FV
Precio pool
Escenario +5GW
Precio FV Escenario
+5GW
FdA Escenario
+5GW
Precio pool
Escenario +10GW
Precio FV Escenario
+10GW
FdA Escenario
+10GW
Precio pool
Escenario +15GW
Precio FV Escenario
+15GW
FdA Escenario
+15GW
2014 42,10 45,70 1,086 36,85 32,45 0,881 31,82 19,08 0,600 27,89 9,19 0,330
2015 50,40 53,40 1,059 45,71 40,83 0,893 40,67 27,48 0,676 36,26 16,15 0,445
2016 39,71 39,87 1,004 35,58 29,19 0,820 31,79 19,07 0,600 29,28 12,94 0,442
2017 52,61 52,82 1,004 48,42 41,93 0,866 43,79 29,84 0,681 39,81 19,75 0,496
2018 53,13 55,00 1,035 47,51 40,97 0,862 41,19 25,04 0,608 36,33 13,49 0,371
TOTAL 47,19 49,06 1,040 42,47 36,89 0,869 37,61 24,10 0,641 33,74 14,39 0,427
Tabla 1. Resultados de la simulación de los precios promedios de mercado recibidos por la FV para el nivel de instalación actual y 3 escalones de potencia mayores: +5GW, +10GW y +15 GW. FdA=Factor de Apuntamiento
El precio medio del mercado eléctrico en el periodo 2014 - Agosto 2018, ha sido de 47,19 €/MWh. Siendo el precio
medio recibido por la fotovoltaica de 49,06 €/MWh, lo que resulta en un factor de apuntamiento para esta tecnología de
1,04.
Sin embargo, simulada la ampliación del parque FV bajo los mismos datos históricos de dicho periodo, se obtiene que
para:
Escenario +5GW: El precio medio capturado por la FV en el periodo pasaría a 36,89 €/MWh y el factor de
apuntamiento disminuiría a 0,87.
Escenario +10GW: El precio medio capturado por la FV en el periodo pasaría a 24,10 €/MWh y el factor de
apuntamiento disminuiría a 0,64.
Escenario +15 GW: El precio medio capturado por la FV en el periodo pasaría a 14,39 €/MWh y el factor de
apuntamiento disminuiría a 0,43.
En el gráfico ejemplo, se muestra cómo varía el precio horario de casación en las horas solares con el aumento de
energía solar fotovoltaica.
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Figura 8. Variación del precio de casación en las horas solares debido a la mayor producción FV simulada. Escenario histórico vs Escenario simulado con +5GW de FV.
La introducción de potencia extra FV en la simulación sobre el escenario real modifica el valor del pool promedio y
modifica, con mayor impacto, el valor del precio que recibe la propia fotovoltaica, disminuyendo el factor de apuntamiento
cuanto mayor es la potencia FV adicionada al escenario.
Figura 9. Relación lineal entre el factor de apuntamiento y la potencia FV instalada.
Como se muestra en la figura anterior, manteniendo el resto de variables constantes, el factor de apuntamiento tiene
una relación lineal con la potencia instalada para la tecnología fotovoltaica. Por tanto, es posible trazar una estimación
de cómo variaría dicho factor de apuntamiento con potencias diferentes a las de los 3 escalones calculados.
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5
10
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20
25
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0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
00h 02h 04h 06h 08h 10h 12h 14h 16h 18h 20h 22h
Pre
cio
cas
ació
n (€
/MW
h)
Pro
du
cció
n (
MW
h)
Precio casación (histórico) Precio casación (simulado)
Producción FV (histórico) Producción FV (simulado)
47.242.5
37.633.7
49.1
36.9
24.1
14.4
1.04
0.87
0.64
0.43
0
10
20
30
40
50
60
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
Actual +5 GW +10 GW +15 GW
Pre
cio
(€/M
Wh)
Facto
r de a
punta
mie
nto
Escenario
Precio pool Precio FV
Factor de apuntamiento Lineal (Factor de apuntamiento)
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Por otra parte, existe en el sistema eléctrico un mercado de futuros que permite aproximar los precios esperables en el
medio plazo. En la actualidad los valores del mercado de futuros son:
Precio de
electricidad [€/MWh]
YR-19 62,00
YR-20 54,50
YR-21 51,50
YR-22 49,20
YR-23 47,60
Tabla 2. Precios de la electricidad en el mercado de futuros del sistema eléctrico español. A 19/11/2018. Fuente: omip.pt
Y paralelamente se puede realizar también una estimación de la potencia FV que se conectará en España los próximos
5 años4:
Previsión de potencia FV
instalada [GW] Comentario
2018 4,85 Potencia ya instalada más el 5% de la subasta proveniente de las subastas
2019 6,38 Potencia ya instalada más la mitad de la potencia de la subasta
2020 8,51 Potencia ya instalada más toda la potencia de la subasta, más 500 MW adicionales en contratos PPA
2021 9,12 La del año anterior más 700 MW
2022 10,16 La del año anterior más 1200 MW
2023 11,47 La del año anterior más 1500 MW
Tabla 3. Previsión de potencia FV en el sistema eléctrico español hasta 2023. Se supone una sobrepotenciación media del 15 % (potencia pico sobre potencia nominal). Estimación de Altran.
Con estos pronósticos y las simulaciones realizadas, se puede aventurar un precio mínimo para la fotovoltaica en los
próximos años.
Dadas las simplificaciones realizadas, entendemos que este es un escenario de mínimos, es decir, que las restricciones
técnicas o el desplazamiento de la demanda de horas más caras a horas más baratas, harían que el precio final
alcanzado fuese el calculado o superior.
Adicionalmente, este representa un escenario business as usual, dado que está pronosticado en base a los datos
históricos. Las variaciones sobre el funcionamiento histórico que se puedan registrar en los próximos años afectarían a
esta estimación.
Los gráficos siguientes muestran los resultados de esta estimación.
4 Considerando que se pretende empezar a subastar 3000 MW de renovables al año a partir de 2020 (anuncio no formalizado todavía), y considerando que estos tendrían un plazo razonable de unos 2 años para su puesta en marcha desde su adjudicación, no se considera que se pueda alcanzar una instalación mantenida de 1500 MW al año de FV (el 50% de esa potencia anunciada) hasta 2022, impactando a nivel de precios de pool solamente cuando estén plenamente operativos, es decir, en 2023.
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Figura 10. Resultados de la simulación del precio mínimo a recibir por la FV en 2018-2023 en un escenario “business as usual”.
Por lo tanto, concluimos que el efecto de riesgo de canibalización de la tecnología fotovoltaica existe, y no es
despreciable, y que, en base al resto de condicionantes que determinarían el grado de afectación de este, su aparición
y repercusiones tienen todavía un alto grado de incertidumbre.
De cara a los próximos años, se prevé que empiece a notarse su efecto, hasta unos valores que podrían comenzar a
poner en riesgo determinadas hipótesis y creencias actuales. Sin embargo, la simulación prevé que en el peor de los
casos los precios de pool recibidos por la FV se situarían en los 37 €/MWh en 2023, con factores de apuntamiento
disminuyendo hasta alrededor de un 0,77 en 2023.
6. Conclusiones
La canibalización del sector fotovoltaico en un riesgo latente que amenaza a la industria.
La simulación del precio mínimo desde el enfoque business as usual arroja la posibilidad de una clara tendencia a la
baja del factor de apuntamiento. La mayor producción fotovoltaica en horas de sol hará aumentar la demanda en dichas
horas y por tanto bajará el precio durante dichas horas, rebajando el factor de apuntamiento para esta tecnología.
La evolución de la tecnología fotovoltaica permitirá seguir construyendo plantas a un precio de pool más bajo, pero las
plantas que se construyan con los costes actuales no podrán mantenerse con unos precios de pool por debajo de los
30 €/MWh.
Hay que decir que la evolución del resto de condicionantes, explicados anteriormente; la demanda eléctrica (incluyendo
las pautas de comportamiento de los productores y consumidores), la implantación del coche eléctrico, la penetración
del autoconsumo, la evolución de la contratación vía PPA, las garantías de origen, el precio de los derivados del petróleo,
el nivel de interconexión europeo, la evolución del mix energético y la climatología; determinarán en gran medida el
precio cobrado por la energía solar fotovoltaica.
Sin embargo, específicamente en el corto plazo, tendrá una gran relevancia la evolución del precio de los derechos de
las emisiones de CO2 y la tendencia del precio del gas. Los derechos de emisión pueden ser determinantes pues parece
que están entrando en una burbuja financiera que podría inflar el coste final del mercado eléctrico alejándolo del
escenario “business as usual”. Y el precio del gas puede ser decisivo si se empiezan a clausurar centrales de carbón.
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Potencia instalada
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Potencia instalada
(GW)
Factor de apuntamiento
Potencia instalada (histórico) Potencia instalada (estimada)
Factor de apuntamiento (histórico) Factor de apuntamiento (estimado)
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Adicionalmente, hay dos factores que pueden resultar decisivos, esta vez en el medio y largo plazo; la posibilidad de
cambios en el sistema marginalista, cuyo devenir dependerá de un marco de consenso europeo y en el contexto del
mercado integrado de electricidad; y la evolución en costes de las tecnologías de almacenamiento.
Se espera que la mejora en el coste de las tecnologías de mayor uso para el almacenamiento permita reducir sus costes
de instalación entre un 28% y un 45% en los próximos 5 años. Pasado el umbral de 5 años vista, la evolución de la
tecnología de almacenamiento será determinante para aportar la gestionabilidad que el sistema necesitará. La viabilidad
técnica y económica del desarrollo del almacenamiento a gran escala permitiría aplanar la curva horaria de precios,
devolviendo a la FV a un factor de apuntamiento más cercano a la unidad y haciendo desaparecer el efecto de la
canibalización.
El almacenamiento combinado con FV permite ofertar energía a cualquier hora del día y de la noche, sin las limitaciones
que tiene, por ejemplo, una solar termoeléctrica con almacenamiento, cuyos ciclos con altas inercias desaconsejan una
parada de muchas horas y una arrancada posterior.
Las previsiones no solo apuntan a un mercado de construcción de plantas con almacenamiento en un horizonte de unos
10 años, si no a un retrofit de las plantas FV ya existentes para incluir BES (Battery Electricity Storage). Añadiendo
gestionabilidad a las EERR desaparece el problema de canibalización.
El sector no tiene más remedio que tender a ofrecer gestionabilidad para poder continuar creciendo, y parece que la
opción tecnológica del binomio FV + BES será la ganadora.
