La consolidación del sector fotovoltaico español se enreda en un nudo gordiano

Aunque la rentabilidad de estas plantas se tambaleé, el éxito de la fotovoltaica tiene todo su sentido. Es energía renovable, fundamental para la descarbonización de nuestra economía. Y en un país como España con tantas horas de sol (Andalucía supera las 3.000 al año), un recurso gratuito, no es de extrañar que se haya convertido en la tecnología del mix energético con más potencia instalada del país (40GW), suponiendo ya el 29,5% del total, según Red Eléctrica. Incluso cerró 2024 como el mejor año de su historia con una producción de 44.520 GWh, el 17% del total nacional. El objetivo es un mayor despliegue, como recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec): en 2030 hay que llegar a 76 GW de instalación de potencia fotovoltaica.

«Es una tecnología barata que nos hace muy competitivos», asegura Oliverio Álvarez, socio responsable de Energía, Recursos e Industria de Deloitte. Precisamente por esos precios más bajos «hay mucha industria que quiere instalarse en España», afirma Marta Castro, directora de Regulación de Aelec (Asociación de Empresas de Energía Eléctrica), cuyos socios son EDP, Endesa e Iberdrola. Y de hecho, «están viniendo fábricas, centros de datos, instalaciones de hidrógeno... que quieren establecerse en nuestro país aprovechando estos precios bajos que proporciona la fotovoltaica, como demuestran los 40 GW de nuevos puntos de conexión de demanda que ha concedido el Ministerio de Transición Ecológica (Miteco) y los 27,7 GW para la instalación de nuevas redes que están previstos en la planificación eléctrica a 2030, lo que implica multiplicar por 14 los 2 GW de la vigente planificación con horizonte 2026. La demanda eléctrica se va a incrementar mucho», añade José Donoso, director general de UNEF (Unión Española Fotovoltaica), donde se agrupan más de 800 empresas del sector.

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Es lo que le hace falta a la fotovoltaica para ser viable, porque ahora vive en un entorno de ingresos tensionados. Solo hasta el mes de septiembre de este año, la UNEF contabilizó 783 horas cero o negativas, superando ya el total del año anterior (696). Si tenemos en cuenta que, como referencia, se admite que en nuestro país contamos de media con 2.500 horas solares (Huelva tiene 3.527 horas y La Coruña 2.453), esto quiere decir que durante el 31% de las horas que la fotovoltaica estuvo en operación no recibió ingresos por la energía que volcó a la red. «Esto pasa en primavera y otoño en las horas solares. Hay menos demanda. En ese momento las plantas no reciben dinero o muy poco», afirma Donoso.

A eso se suma el incremento de los 'curtailment técnicos' a causa del modo reforzado en el que funciona el sistema eléctrico desde el apagón que sufrimos el pasado mes de abril. En este caso, Red Eléctrica ordena a las plantas fotovoltaicas parar o reducir la producción para que no colapse el sistema debido a desequilibrios entre la oferta y la demanda. El pasado julio el 10,7% de la electricidad verde producida no pudo inyectarse al sistema (el mismo mes de 2024 fue el 3%) y el 6,7% en agosto (1,8% el año pasado).

Y aunque el incremento de estos vertidos técnicos sea una medida coyuntural, también está mermando los ingresos de estas instalaciones. «Con el curtailment cae la venta de energía y los ingresos que se perciben son menos de los esperados. Estos vertidos se producen sobre todo en nudos donde la capacidad fotovoltaica es elevada, no hay una demanda equivalente y están alejados de los grandes consumidores», indica Benito Montiel, director de Promoción y Desarrollo del Grupo Cobra. Ocurre en puntos de Extremadura, Castilla-La Mancha y Andalucía.

Toda esta situación ha influido en el precio medio que recibe una instalación fotovoltaica por la electricidad que genera. El precio capturado por esta tecnología fue de 42,28€/MWh en 2024. «Y este año vamos por 35 euros MWh», dice Donoso. Es decir, en descenso.

Claro que la bajada de precios no afecta a todas las instalaciones por igual porque el sector fotovoltaico es muy heterogéneo, como puntualiza Oliverio Álvarez. «Cada planta -expone- tiene una situación particular, y costes distintos, dependiendo del momento en que se construyó. Y tenemos fotovoltaica desde hace 20 años. Hay plantas con contratos bilaterales (PPA), o con ingresos regulados que han evolucionado en el tiempo o que van directamente al mercado mayorista. Unas conectadas a nodos de red con más restricciones que otras», explica.

Han sido las que venden su energía en el pool eléctrico las más afectadas por los precios bajos. Pero también se ha producido otro fenómeno: gran parte de la fotovoltaica obtiene sus ingresos a través de los contratos PPA (Power Purchase Agreement, por su siglas en inglés). En este caso, el generador vende su energía a un precio fijo y a largo plazo (suelen ser diez años) a una empresa. Sin embargo, muchos grandes consumidores han preferido adquirir su electricidad en el mercado mayorista, más barato. Por tanto, los PPA, que garantizan la financiación de las instalaciones fotovoltaicas durante años, han descendido. «Afecta sobre todo a los proyectos que se van a construir, que no encuentran financiación porque el cliente no quiere comprar un PPA, prefiere irse al mercado mayorista», cuenta Donoso.

España es de hecho el país europeo que más utiliza los PPA sobre todo para contratar energía fotovoltaica y especialmente en el sector TIC y la industria electrointensiva. Según la plataforma europea RE-Sources (de la Comisión Europea), se han contratado 13,6 GW a través de estos acuerdos de compra de energía. Somos el país con más potencia contratada a través de PPA, nos sigue Alemania (7,3 GW). «Los PPA son un elemento importante para reducir el riesgo de las plantas fotovoltaicas y garantizar un precio estable para el consumidor», defiende Marta Castro.

Así que las consecuencias de este panorama no se han hecho esperar. «La situación actual es una ralentización de nuevos proyectos y un enfriamiento de las operaciones de compra-venta. Hace unos años se compraban y vendían plantas operativas y portfolios de proyectos en construcción. Toda esta actividad se está parando. Las plantas que se están poniendo ahora en servicio comenzaron a tramitarse hace varios años. El ciclo de poner estas instalaciones en funcionamiento es largo. Es necesario una estabilidad en la tramitación administrativa, una rentabilidad razonable y, sobre todo, que se incremente la demanda para que exista un incentivo que anime al sector a seguir invirtiendo, porque existe riesgo de no cumplir los objetivos del Pniec para 2030», dice Oliverio Álvarez. «El mercado de vender proyectos era muy rentable e interesante pero ahora mismo está prácticamente hundido», confirma Benito Montiel.

Todavía estamos a tiempo de revertir la situación y conseguir que la fotovoltaica sea viable económicamente. La clave está en aumentar la demanda, es decir electrificar todo lo posible: desde la industria hasta la climatización de viviendas y edificios, impulsar la recarga de vehículos eléctricos de todo tipo... «Hemos avanzado en la descarbonización del sistema eléctrico pero no lo hemos hecho en la descarbonización de los usos finales: consumidores e industria deben cambiar el uso de combustibles fósiles por electricidad, desde sustituir la cocina de gas por una eléctrica hasta un coche de gasolina por otro eléctrico», propone Donoso. «Como no conectemos rápido la demanda se perderá la viabilidad económica del país», advierte Marta de Castro.

Otra tecnología que jugará un gran papel es el almacenamiento de la energía en baterías. Se apuesta por hibridar estos elementos en las plantas fotovoltaicas ya existentes o las nuevas que se construyan. De hecho, el Gobierno aprobó a principios de noviembre un Real Decreto priorizando estas instalaciones. «Facilita y simplifica la tramitación para poder hibridar plantas fotovoltaicas con baterías. De esta forma la generación fotovoltaica en las horas de bajo consumo o precios cero podrá ser almacenada temporalmente para verte a la red en los momentos de mayor demanda. Los precios serán más estables y la inyección de energía será a demanda», detalla Benito Montiel. Aunque este sistema tiene sus matices como puntualiza Oliverio Álvarez. «El almacenamiento -explica- tiene sentido económico hasta un determinado nivel. Por encima de ese nivel se produce una canibalización de los ingresos. Todos vamos a intentar vender a las mismas horas y descendería la rentabilidad y, por tanto, el incentivo para los inversores».

Según Asealen (Asociación Española de Almacenamiento de Energía), hoy contamos con 7,4 GW de capacidad de almacenamiento (sobre todo bombeo hidráulico), muy alejados de los 22,5 GW que pretendemos alcanzar para 2030, como recoge el Pniec. Aunque el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) acaba de asignar 10 GWh de capacidad de almacenamiento a 133 proyectos, a través de los fondos Feder. «Se están adoptando medidas urgentes que están permitiendo avanzar rápidamente en la hibridación. Se empezará a instalar baterías a finales del año próximo para mejorar la rentabilidad de las plantas y la sostenibilidad de la red», cuenta Donoso.

Pero hasta que lleguemos a esa mayor electrificación de la demanda que absorba la producción fotovoltaica y el almacenamiento avance, hay que dar pasos intermedios, como acometer reformas en el sistema de fijación de precios del mercado mayorista que no beneficia en nada a las plantas fotovoltaicas. «Tenemos un sistema marginalista que marca el precio en función de los costes variables de las instalaciones pero las energías renovables no tienen costes variables, el sol es gratis», apunta Donoso.

Una forma de garantizar certidumbre a los inversores y evitar un frenazo en las inversiones a partir de 2026 sería con el establecimiento de subastas. «Es necesario -defiende Donoso- convocar subastas para proyectos fotovoltaicos que vengan hibridados con baterías y poner un suelo y un techo a los precios que garantizan la estabilidad». Y también deben acompañar las redes en este nuevo escenario. «Tenemos que agilizar la conexión de la demanda. Contamos con 67 GW de peticiones de acceso y conexión de aquí a 2030 para nuevos planes urbanísticos, recargas del coche eléctrico, centros de datos, fábricas...», señala Marta Castro.

Y luego hay aspectos técnicos que limar como propone Oliverio Álvarez. «Se está produciendo una reflexión -explica- sobre cómo tiene que ser las plantas fotovoltaicas, que aporten energía y también proporcionen unos determinados servicios al sistema, que van a requerir inversiones adicionales, por ejemplo que aporten un mejor control de tensión y se desconecten automáticamente de la red ante determinadas perturbaciones en su funcionamiento».

Una nueva encrucijada que resolver para la fotovoltaica con el fin de garantizar su rentabilidad y aportar competitividad a nuestra economía.