El año del renacer fotovoltaico

Las subastas de energía renovable volvieron a la actualidad en el año 2016 tras cuatro años de parón. Ese año se otorgaban 700 MW, mientras que en 2017 otras dos convocatorias añadían 3.000 MW más en mayo y 5.163 en julio. Más de 8.000 MW renovables tendrán que estar instalados antes de 2020 (de los cuales más de 3.900 son de fotovoltaica) para cumplir con el objetivo del 20% asumido por Europa. El temor es que a pesar de la carrerilla que se ha cogido en los últimos años, la potencia adjudicada no se instale a tiempo y que España no alcance más que un 19,5% del total prometido.

El grueso de la nueva potencia fotovoltaica está en las subastas, sin embargo, hay vida más allá de ellas y se calcula que unos 2.000 MW más de potencia solar se están instalando al margen de dichos sistemas de adjudicación. «Un 60% están en Extremadura y el resto fundamentalmente en Andalucía y Murcia. Una parte importante de los productores que está construyendo proyectos fotovoltaicos en España no se ha acogido al sistema de subastas», explica Miguel Ángel Martínez, presidente de la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier). Un ejemplo de parque en construcción que no recibe ningún subsidio se localiza en Murcia y producirá anualmente 7.000 MWh de electricidad.

Duras condiciones

La razón hay que buscarla en las duras condiciones que se exigían en las últimas subastas de estos años para hacerse con la adjudicación, «y que lo único que garantizaban era un suelo retributivo de 32 euros el MWh», dice Martínez. Es decir, las subastas, establecidas por el anterior Gobierno, prometen la compra de la electricidad a un mínimo en el caso de que el precio del pool caiga por debajo de este. «La electricidad ha batido un récord las últimas semanas: el MWh ha alcanzado lo 76 euros. En este contexto parece complicado que el precio caiga en algún momento por debajo del suelo retributivo. Por otro lado, el no participar en subastas implica actuar al margen de las exigencias y de los riesgos. Entre ellos, los promotores se libran de los avales, y es que para poder participar se pedían unas garantías por valor de 60.000 euros por MW. Por otro lado, la subasta establecía un calendario de plazos de entrega que si no se cumplen llevan aparejados costes; el próximo plazo, por ejemplo, expira ahora en octubre. Unas condiciones duras por un suelo retributivo difícilmente alcanzable y para recuperar la inversión en 25 años», matiza el presidente de Anpier.

Acuerdos bilaterales

La fórmula más extendida de funcionamiento de estos nuevos parques es el llamado PPA o acuerdos bilaterales de energía (con alguna industria por ejemplo) a un precio establecido durante un número de años. «No hace falta que el comprador final sea el propio cliente, puede ser una comercializadora. Este tipo de contratos o acuerdos sirven para animar a las entidades financieras a invertir en los parques. En los que entran por subasta ya existe la garantía del procedimiento administrativo; a los que se construyen fuera de ellas se les pide este tipo de contratos e ingresos mínimos», matiza Martínez.

España sigue lejos de tener una situación ideal en lo que a potencia fotovoltaica se refiere, sobre todo teniendo en cuenta el número de horas de sol de que dispone; hay ahora mismo unos 4.500 MW de fotovoltaica instalados, mientras que en otros países como Alemania, donde luce menos el sol, hay hasta 50.000 MW de esta energía (hay que tener en cuenta que Alemania a Italia acaparan más de la mitad de la potencia total de generación de energía solar en Europa). Un reciente estudio de Anpier sobre las horas de luz diurna en diferentes ciudades del mundo sirve de ejemplo del potencial peninsular y es que el informe apunta a que la ciudad española de Lorca cuenta con unas 3.200 horas de luz, por encima de urbes como Sidney o Ciudad del Cabo.

Sin embargo, las perspectivas para el sector son muy buenas. Incluso desde Unión Española Fotovoltaica (UNFE) se habla de este 2018 como el año del renacer de esta energía en España. Un recientísimo estudio de esta entidad afirma que la energía solar está saliendo de su ensimismamiento; si en 2016 se instalaron 55 MW, en 2017 se alcanzaron los 135; lo que supone un crecimiento del sector del 145% tomando como referencia el año 2012. En total la contribución del sector al PIB ya es del 0,3%. En Europa, la tendencia es similar; en 2017 se agregaron 9,2 GW en todo el continente, un aumento del 30% en comparación con los 7 GW instalados en 2016.

Europa ha vuelto a abrir sus puertas a los paneles chinos, cuya venta estaba restringida desde que en 2013 la UE impusiera las primeras medidas anti-dumping. «El Ejecutivo comunitario había impuesto las medidas en diciembre, tras meses de investigaciones que resultaron en la confirmación de que las compañías chinas vendían paneles solares en Europa muy por debajo de sus precios normales de mercado y que recibían subsidios ilegales por parte de las autoridades de ese país», recuerda la agencia Efe. Ése ha sido hasta ahora el principal argumento de los fabricantes (a la cabeza, además de China, están India, Canadá o Alemania).

Sin embargo, promotores e instaladores acogen con alegría el fin de la prohibición. «Nos puede beneficiar a los productores porque obligará a los fabricantes a estudiar bien sus costes», explica Miguel Ángel Martínez, presidente de la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier). El directivo recuerda que la mayor parte de los 3.500 MW instalados en España durante el boom fotovoltaico vivido entre 2007-2008 se construyeron con paneles chinos.

Cambio de rumbo positivo

Para los productores españoles, que ven un cambio de rumbo en positivo en el sector, la eliminación de los aranceles es una buena oportunidad para no ir tan ajustados con los costes. «El panel supone el 50% del gasto total del proyecto. Si este baja un 5%, esto puede suponer un ahorro del 2% en el total de la instalación y eso en obras de 100 millones de euros es una cantidad a tener en cuenta», matiza Martínez.