La co­reana Hanwha Q Cells se cuela en la Península con seis pro­yectos so­lares

Portugal marca pauta en Europa con sus innovadoras subastas de parques fotovoltaicos

Endesa e Iberdrola, entre las fiirmas es­pañolas que fi­guran como ad­ju­di­ca­ta­rias

Energía solar fotovoltaica
Energía solar fotovoltaica

Todo son son­risas en Portugal, al cierre de la se­gunda subasta de energía fo­to­vol­taica, que se hizo casi a pre­cios de es­cán­dalo. La media de 11,14 euros por Megavatio/hora (MWh), cons­ti­tuye un ré­cord mun­dial, frente a los 14,76 euros de la subasta de 2019. Según el Secretario de Estado de Energía luso, Joao Galamba, el sol es ya la más eco­nó­mica de todas las fuentes de ener­gía. Y du­rante los pró­ximos 15 años, los ga­na­dores de los 670 MW subas­tados (la co­reana Hanwha Q Cells se hizo con la mitad de la subasta, el má­ximo au­to­ri­zado) apor­tarán al sis­tema 559 mi­llones de euros (833.000 euros por MW subas­ta­do).

La gran diferencia con la subasta de 1.150 MW realizada en junio 2019, donde Iberdrola, con 149 MW, solo fue superada por el galo Akuo (370 MW) y el británico Aura (168 MW), aunque también salieran ganadores otras eléctricas españolas como Solaria (49 MW), Prosolia (29 MW) y Enerland (15 MW), reside en la modalidad vencedora: la construcción de centrales solares con baterías; o sea, con un sistema de almacenamiento para la energía solar. Esa es, a todas luces, la nueva apuesta de las autoridades lusas y de los vencedores de la subasta, donde además de Hanwah, están Iberdrola, Endesa, Audax, la italiana Enel y la gala Taj Engy.

De hecho, el almacenamiento solar previsto corresponde a 8 de las 13 nuevas centrales, con un total de 483 MW, para cuya entrada en servicio Lisboa puso como plazo méximo el mes de junio de 2024, y que estarán situadas en tierras del Algarve y del Alentejo. Según la explicación oficial, aunque los propietarios de dichas centrales tengan una margen de maniobra absoluta para fijar el precio de venta, aplicando las reglas del mercado y sin recibir ninguna financiación pública, a la hora de la verdad, tendrán en cuenta la realidad económica y la nueva dinámica del sector, así como una mayor competencia y el abaratamiento general de los costes de la inversión realizada.

Rebajas voluntarias

Buena prueba de los cambios previstos a medio plazo, es que algunas de las ofertas registradas en la subasta llegó a bajar a los 1,2 euros por MWh, lo que representa solo un 3% del precio al por mayor en el mercado luso-español del Mibel. La apuesta ahora pasa por una reducción de costes (bajarán los precios de los paneles solares, de las baterías, de la financiación…), la mayor flexibilidad que aportará la comercialización de la energía solar almacenada, una competencia más feroz que presionará los precios a la baja, en la que saldrán ganado los fabricantes de equipos, los productores de energía, el sistema eléctrico y los consumidores.

Además, gracias a los inevitables progresos tecnológicos, el plazo que tendrán los productores para rentabilizar sus inversiones no se limitará a los 15 años previstos en la subasta. Lo más probable, es que también alcanzará la vida útil de los equipos, y que seguirá creciendo con los años. Así, aunque se daba por descontado que el precio medio registrado hace poco más de un año sería seguramente rebajado, lo cierto es, según el responsable del Ministerio del Ambiente y de la Transición energética, Joao Matos Fernandes, que la nueva subasta atrajo a Lisboa a un mayor número de participantes (35 en total ), y que la demanda superó diez veces la oferta.

Sentido de la oportunidad

Al decidir avanzar con sus novedosas subastas de energía solar, el gobierno minoritario socialista dirigido por António Costa hizo también gala de un buen sentido de la oportunidad. Pese a la pandemia del coronavirus, sigue habiendo mucha inversión disponible para proyectos como la energía solar, con perspectivas positivas en términos de rentabilidad y con plazos alargados fijados para el retorno de la inversión. Tanto es así que España, por citar un ejemplo, tiene ya decidido seguir el camino abierto por Portugal, que es además una decisión lógica, tendiendo en cuenta el alto grado de integración del mercado ibérico Mibel.

Sin embargo, los responsables de la subasta convienen que la reacción del mercado superó de largo sus expectativas. Joao Galamba y Joao Mato Fernandes reconocen, al respecto, que ante las tarifas practicadas en el Mibel (los últimos meses oscilaran entre 40 y 45 euros por MWh), el gobierno estaba dispuesto a aceptar eventuales ofertas decrecientes situadas en torno a los 33,50 euros. O sea, prácticamente una tercera parte del precio medio de la subasta, que solo recibió propuestas internacionales, más favorables al sector y a los consumidores, que por los 670 MW ingresarán casi el mismo precio recbidido por los 1300 MW subastados en 2019.

Pese a todo ello queda margen para alguna polémica, relacionada con la otra gran prioridad del gobierno de António Costa, muy en la línea defendida por Bruselas: la fuerte apuesta que será realizada en la producción de hidrogeno verde (HV), obtenido a través el proceso de electrolisis que rompe la molécula del agua en conexión con la energía. Un proceso un 100% limpio, cuyo único residuo es el oxígeno. Es un proyecto en el que Portugal lleva algún retraso, por ejemplo, en relación con España, y cuyo desarrollo necesitará de mucha energía verde.

La inversión prevista hasta 2030, podrá situarse entre los 7.000 y los 9.000 millones de euros, que será principalmente privada, frente a la aportación prevista de unos 1.000 millones de dinero público. Además de perseguir la “descarbonización” total de la economía, prevista para final de la primera mitad del siglo, lo que está en juego es tener garantizadas unas gigantescas necesidades energéticas. Y es aquí donde entra parte de la gran apuesta solar: producir HV podrá consumir una mayor cantidad de energía que aquella que necesitará para acabar con el al monopolio del Hidrogeno gris, que utiliza el gas natural, y es, así, un gran emisor de CO2.

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