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Almirall, S.A (ALM) ha finalizado la construcción de una innovadora instalación fotovoltaica de 800 kWp, situada en su planta farmacéutica de Sant Andreu de la Barca (Barcelona), que pretende ahorrar un 12 % en el consumo de energía eléctrica del centro industrial. Esta iniciativa forma parte de su política basada en promover el uso de energías renovables con el fin de reducir las emisiones de dióxido de carbono.

La instalación de esta planta solar, fruto de los esfuerzos de Almirall por crear un modelo de eficiencia energética mediante proyectos innovadores, constituye un importante precedente en la lucha contra el cambio climático. Ya en el año 2017, Almirall puso en marcha en su planta química de Sant Celoni la primera huerta solar de España conectada directamente a una planta de producción.

Con la construcción de esta planta fotovoltaica, Almirall espera poder reducir su dependencia del consumo de energía de la red en más de 1.200 MWh al año en su centro de Sant Andreu. Generará, con energía 100% renovable y local, el equivalente al consumo anual medio de aproximadamente 350 viviendas. Adicionalmente, y gracias a la construcción de la planta fotovoltaica, Almirall evitará en este centro la emisión a la atmósfera de 479 toneladas de CO2.

Toda la energía producida por esta instalación fotovoltaica será aprovechada y consumida de manera instantánea por la planta de Sant Andreu, lo que supone un abastecimiento de un 12% de sus necesidades eléctricas.

Los paneles solares estarán instalados en la cubierta del edificio, las marquesinas del aparcamiento y sobre el terreno, y la planta fotovoltaica transformará la radiación solar en energía eléctrica.

Esta tecnología es capaz de captar la máxima energía durante todas las horas del día y todos los meses del año. Su potencia es de 800 kWp, permitiendo generar cerca de 1.200 MWh al año de energía limpia para autoconsumo.

Víctor Molina, Director Facility Management de Almirall, ha destacado: “Alcanzar nuestros objetivos es tan importante para Almirall como el modo en que lo hacemos. Por eso, nuestro compromiso con la sociedad va más allá de ofrecer soluciones científicas a nuestros pacientes. Se basa también en desarrollar un modelo de eficiencia energética mediante una política medioambiental propia que garantice el uso responsable de los recursos”.

Esta iniciativa se enmarca dentro de la Estrategia de Lucha Contra el Cambio Climático de Almirall que busca, entre otros aspectos, impulsar la generación de energías sostenibles. Con este nuevo hito la compañía cumple además con su objetivo de mejorar su desempeño energético conforme a la norma ISO 50001:2011. La norma fue implantada a partir de 2013 en todos sus centros españoles y posteriormente se implementó en Alemania, donde tienen contratados los suministros energéticos bajo la modalidad de “Energía Verde”.

Adicionalmente a los beneficios ambientales, gracias a las dos plantas fotovoltaicas, Almirall podrá fijar una parte importante de su coste energético, evitando subidas en el coste de la electricidad.

Trabajando por un planeta más sostenible

Con la apertura de la planta solar de Sant Andreu de la Barca, Almirall refuerza su estrategia de poner en marcha medidas continuadas para hacer más sostenibles sus procesos de producción y de reducir el impacto ambiental en todas las áreas operacionales de la compañía. Los esfuerzos en esta materia se extienden a lo largo de todo el ciclo de vida del producto: desde su diseño en I+D y su fabricación, hasta la adquisición de las materias primas y el proceso de desecho de residuos.

Desde el año 2012, Almirall ha logrado alcanzar mejoras del 18% en el total de su consumo de electricidad y gas, gracias a las acciones llevadas a cabo en el marco del desarrollo de 149 proyectos de mejora energética, que tienen como objetivo común minimizar los efectos del cambio climático. “Nuestro principal propósito en todos los centros es impulsar las energías renovables. Cuidamos de las personas, por eso estamos comprometidos en buscar soluciones de eficiencia energética, para contribuir en la construcción de un entorno más sostenible”, ha explicado Víctor Molina.

El modelo de eficiencia energética de Almirall se basa en la búsqueda iterativa de proyectos y de nuevas tecnologías que han sido aplicadas progresivamente, de acuerdo con las necesidades de cada uno de los centros. De esta manera, la compañía ha logrado implementar innovadoras tecnologías como la levitación magnética y la humectación por nebulización de agua por alta compresión, que permiten reducir el consumo energético en compresores de equipos de frío y en los sistemas de vaporación por resistencias y/o electrolisis tradicionales.

Impulsado por la rápida transformación de la industria, la continua evolución tecnológica y las demandas cada vez más complejas del mercado solar en los últimos años, JinkoSolar ha utilizado su liderazgo técnico para crear tecnologías de vanguardia. Presentado por primera vez durante SNEC 2018 en Shanghái, el módulo fotovoltaico JinkoSolar Cheetah es el módulo monofacial de fabricación en serie con mayor rendimiento del mundo, lo que lleva a la industria a la nueva era de la Fotovoltaica 4.0, con una potencia de 400 Wp. La serie Cheetah ha creado una nueva referencia para módulos de muy alto rendimiento, con su rendimiento líder en la industria en métricas como el rendimiento, la degradación limitada, la tolerancia al sombreado y la durabilidad.

Eficacia de la solución.

Los módulos Cheetah han sido diseñados para lograr la paridad de red gracias a su muy alta eficiencia. El nuevo tamaño de oblea, los nuevos diseños de células y módulos seguirán aumentando los resultados de potencia, incluso por encima de los 400 Wp. La tendencia de la serie Cheetah es convertirse en productos de uso general en un futuro próximo y los clientes de Jinko se beneficiarán de ello, ahorrando significativamente en costes del sistema fotovoltaico con una mayor generación de energía. Los módulos Cheetah de 72 células combinados con la tecnología de semi-células de Jinko alcanzarán los 400 Wp con una eficiencia de conversión de hasta el 19,88%

Sostenibilidad de la solución

Una vez más, Jinko propone un producto basado en tecnologías maduras y probadas disponibles en la escala de fabricación de GW de Jinko; simplemente ampliando la superficie de la oblea sin modificar los pasos generales de fabricación de células y módulos, confiando así en los protocolos de calidad bien establecidos implementados en todo el proceso de producción de Jinko.

El máximo beneficio de la serie Cheetah de Jinko se logra en combinación con la tecnología de semi-células. De este modo, no solo aumenta el rendimiento del módulo fotovoltaico, sino también su fiabilidad gracias a la menor corriente en las células c solares y las menores pérdidas relacionadas con calor. La combinación de las tecnologías Cheetah y de semi-células también ha mejorado los coeficientes de temperatura a -0,37%/° C, por lo que aumenta el alto rendimiento de los módulos fotovoltaicos incluso en condiciones ambientales extremas en casi 2%-3% en comparación con las soluciones estándar de células completas.

Grado de innovación

Los módulos de la serie Cheetah se fabrican utilizando obleas más grandes y células Mono PERC, por lo que la potencia máxima del módulo aumenta en 8 Wp en comparación con la generación anterior de módulos fotovoltaicos. Las células Cheetah también son 2 mm más largas y anchas. Respectivamente, la longitud y el ancho del módulo Cheetah aumentan en 23 mm y 10 mm con un promedio de aumento de potencia de 8 Wp. La longitud y el ancho del módulo Cheetah de semi-células aumentan en 52 mm y 10 mm, con un aumento de potencia medio de 15 Wp.

Además, al combinar la tecnología Cheetah con la ventajosa configuración de semi-células, se puede aumentar la potencia del módulo en 7 Wp adicionales. Como efecto secundario positivo, todo el sistema puede beneficiarse de la mayor mitigación de las pérdidas por sombreado, lo que resulta en mayores rendimientos cuando el módulo está parcialmente sombreado.

Impacto económico

La posibilidad de utilizar módulos con una clase de Wp más alta puede reducir significativamente los costes del BOS y, por consiguiente, el LCOE, lo que allana el camino para alcanzar la paridad de red. La solución Cheetah genera importantes ahorros del BOS para proyectos fotovoltaicos a gran escala, porque se reduce en un 6% la cantidad de módulos para una potencia máxima dada, por lo que los costes de mano de obra y de estructuras de montaje también disminuyen proporcionalmente. Además, al comparar una instalación con módulos Jinko Mono PERC y los nuevos módulos fotovoltaicos Cheetah Half-Cell de Jinko, el área necesaria para la instalación fotovoltaica se reduce en aproximadamente un 3%, aprovechando al máximo la ventaja económica de los sistemas sobre tejado y maximizando la potencia de salida del espacio disponible. La ocupación de terreno y los costes de preparación también se reducen en consecuencia.

Jornada UNEF - Autoconsumo fotovoltaico para el mercado agroalimentario

El martes 27 de noviembre UNEF, Unión Española Fotovoltaica junto con la colaboración de Familia Torres organizó en la Representación de la Comisión Europea en España, una Jornada de Autoconsumo fotovoltaico enfocado en el sector agroalimentario donde participaron 12 ponentes y a la que asistieron más de 80 empresas pertenecientes al sector de la distribución y agroalimentario español.

Dentro del marco de Jornadas técnicas que UNEF organiza de manera periódica, la Jornada de Autoconsumo para el sector agroalimentaria responde a la demanda informativa de diversos sectores de actividad, sobre claves, trámites y beneficios económicos y de ahorro energético que proporciona el autoconsumo de energía solar fotovoltaica En este sentido José Donoso, Director general de UNEF, puntualizó durante la apertura de la Jornada que “las empresas españolas son cada día más conscientes de la gran oportunidad que el autoconsumo representa en su estructura de costes, su importante papel en la reducción de éstos, la mejora en competitividad que supone su integración como estrategia y su peso dentro de la responsabilidad social corporativa, contribuyendo a mejorar la imagen de cara a sus clientes”.

Familia Torres, representada por su presidente Miguel A. Torres, coorganizó la Jornada con el propósito de compartir su estrategia de sostenibilidad, que abarca diferentes ámbitos de actuación y que inicia su proyecto de integración de la energía solar fotovoltaica en 2008 en su clara apuesta por el autoconsumo fotovoltaico como herramienta para combatir el cambio climático.

Familia Torres cuenta con un total de seis instalaciones de autoconsumo en sus bodegas de distintas potencias instaladas que van desde 25 KW a 674 KW en territorio nacional y y dos fuera de España.
El autoconsumo es viable, fiable y rentable, y prueba de ello son las instalaciones que las bodegas de la Familia Torres han puesto en marcha en los últimos años. El Real Decreto Ley 15/2018 que recientemente ha entrado en vigor, supone la eliminación de gran parte de las trabas burocráticas que existían con el anterior Real Decreto, por lo que el autoconsumo fotovoltaico es ahora más que nunca una solución rentable para la industria“, informó durante la exposición de su proyecto Josep María Ribas, técnico de energías renovables de Familia Torres.

La firma vitivinícola ha puesto en marcha recientemente dos instalaciones de autoconsumo fotovoltaico en Castilla y León, una de 58 KW en su bodega de Rueda y otra de 98 KW en la de Ribera del Duero sin excedentes, beneficiándose de las facilidades que ofrece el RDL 15/2018 para instalaciones de este tipo, consiguiendo un 24% de autoabastecimiento mediante energía solar fotovoltaica.

Por otra parte, la instalación de mayor tamaño, ubicada en su bodega de Pacs del Penedès y con una potencia instalada de 400 kWp, ha conseguido desbloquear su situación, tras más de dos años parada, gracias a la llegada del nuevo RDL y los borradores de las normativas estatales y europeas Bodegas Viñas del Vero, destacó el importante valor que el desarrollo fotovoltaico tiene el sector vinícola y recordó a los asistentes que “para el año 2050 las zonas o áreas para el desarrollo de este sector iban a verse reducidas drásticamente a causa del cambio climático”.

Durante la Jornada los diferentes ponentes expusieron los análisis de retornos de las inversiones y balance de resultados en ahorro energético de casos de éxito del sector agroalimentario nacionales y las conclusiones principales y comunes a todos ellos fueron que en una instalación de autoconsumo sin excedente con una potencia instalada en función de las necesidades de consumo del cliente o empresa el autoconsumo fotovoltaico puede oscilar entre un 15-40% del consumo total de energía y que el retorno de la inversión puede variar de 6-10 años. En todas sus exposiciones con análisis reales, coincidieron en la importante reducción en toneladas de emisión de gases de efecto invernadero, entre 200-500 toneladas de CO2 al año, que supone la integración del autoconsumo como eje estratégico en sus empresas y coincidieron además, que la implementación de una adecuada estrategia sostenible repercute directamente en la estructura de sus costes, proporcionando previsibilidad y estabilidad financiera además del ahorro energético.

Por último y como procedimiento general a la hora de plantearse una instalación de autoconsumo, las distintas empresas asociadas a UNEF desarrollan exhaustivos análisis de las necesidades de sus clientes para ofrecer soluciones fotovoltaicas a medida, cuyo objetivo final es el de garantizar la mayor producción fotovoltaica en sus horas de mayor consumo energético, ofrecer soluciones de mantenimiento acordes y emplear la tecnología en placas solares que más se adaptan a ubicación y radiación solar.

Las empresas que han participaron fueron: Engie, Abastecimientos Energéticos, SUD Renovables y BayWare

Las estaciones se instalarán en las plantas que la compañía noruega Scatec Solar va a desarrollar como parte del programa FiT de energías renovables del gobierno egipcio

Gamesa Electric ha firmado un nuevo contrato con la compañía noruega Scatec Solar para el suministro de 66 estaciones fotovoltaicas de 5MVA para los proyectos situados en Benban (Aswan), en Egipto. Este proyecto se integra dentro del acuerdo de venta de energía (PPA) de Scatec Solar con el gobierno egipcio para el suministro de electricidad a partir de seis plantas solares, con un total de 400 MWp.

Estos proyectos son parte del programa FiT (Feed-in Tariff) de energías renovables del gobierno egipcio, que pretende desarrollar 2,3 GW de capacidad solar –de los cuales 2 GW serían plantas de energía fotovoltaica centralizadas-. El programa anunciado en 2015 tiene como objetivo aprovechar los recursos solares y eólicos del país y contribuir a la consecución de los objetivos marcados en acuerdos internacionales. El objetivo de Egipto es producir el 20% de su energía partir de fuentes renovables en 2020.

Gamesa Electric suministrará 66 estaciones fotovoltaicas para un total de 132 inversores solares Gamesa E-2.5 MVA-SB-I de alta eficiencia y 1.500 Vdc, que registra uno de los mayores rendimientos del mercado (99.0% de rendimiento máximo; 98.8% de rendimiento europeo).

Además de dos inversores Gamesa Electric, cada estación solar fotovoltaica integra el transformador elevador y la celda de protección y línea en media tensión, todo ello integrado en un contenedor marítimo ISO, con todas las interconexiones realizadas y probadas en fábrica, para una mayor facilidad en la instalación y montaje en campo.

Para cada una de estas seis plantas se suministrarán además controladores centrales de planta que coordinarán la respuesta de todos los inversores solares para cumplir así con los exigentes requerimientos del Código de Red de Egipto.

Los proyectos venderán toda la electricidad generada a la Compañía Egipcia de Transmisión de Electricidad (EETC) bajo un acuerdo de venta de energía de 25 años (PPA).

En la última edición del Foro Solar de la UNEF, celebrado en Madrid el pasado 6 y 7 de noviembre, AleaSoft participó para presentar su visión sobre el futuro de la fotovoltaica en España. Para AleaSoft, España se encuentra en una situación idónea para aprovechar la gran cantidad de recurso solar que posee y participar de lleno en la revolución fotovoltaica

España y Europa se encuentran ahora mismo frente a una revolución. Los objetivos y retos que se han propuesto para conseguir alcanzar a tiempo los objetivos medioambientales planteados por la Unión Europea imponen un estricto calendario de instalación de potencia renovable para lograr las metas de descarbonización en la producción eléctrica. Y, para AleaSoft, España tiene cierta ventaja frente al resto de Europa en un sentido: la Península Ibérica es una mina de oro solar, y la fotovoltaica es la que mejor puede aprovechar ese recurso. Mirando el mapa de la radiación solar incidente en Europa, destacan especialmente los valores que se obtienen en la mitad sur de la península. Allí, las horas de sol pueden llegar a ser más de dos mil al año, y con tan solo un metro cuadrado de paneles solares se puede producir la electricidad correspondiente a la mitad del consumo de un hogar medio.

Y AleaSoft destaca que ahora es el momento para empezar a unirse a esa revolución, cuando el precio de la tecnología fotovoltaica y sus infraestructuras ya es rentable con los precios de mercado previstos. Hay que tener en cuenta que los puntos de acceso a la red eléctrica de transporte son finitos, por lo que hay que aprovechar la oportunidad de entrar en el mercado lo antes posible.

Pero para poder desarrollar los proyectos fotovoltaicos, éstos necesitan ser financiables y para ello necesitan unas buenas perspectivas de ingresos que les aseguren recuperar la inversión realizada. Y ahora mismo, para AleaSoft, la principal herramienta para conseguirlo son los PPAs. Los PPAs siempre han sido una buena oportunidad para los productores, pero para los consumidores era una opción poco atractiva dado el largo plazo que representan. Pero la energía limpia está creando paradigmas nuevos. El PPA es una oportunidad que tienen los consumidores de comprar en plano y a la vez ser consecuentes con sus objetivos corporativos de responsabilidad con el medio ambiente, además de mejorar su imagen.

Para cerrar un acuerdo PPA, es necesario tener una visión clara del mercado de electricidad durante el horizonte del contrato y unas previsiones fiables. AleaSoft estima que los valores medios del P50 de los precios en los próximos veinte años serán de 50 euros/MWh, con una banda inferior media de 40 euros/MWh y una superior de 60 euros/MWh. Estos precios son atractivos para todas las tecnologías: eólica, solar, gas, y también para los consumidores de electricidad. La estabilidad en los precios del mercado se autorregula con el equilibrio entre la oferta y la demanda. En los últimos años, el mix de producción eléctrico español ha experimentado grandes cambios en su composición: primero llegaron los ciclos combinados de gas que desplazaron a otras tecnologías, después comenzó a entrar la eólica hasta ocupar una fracción considerable de la producción. Y con todos estos cambios el equilibrio se mantuvo y el precio fluctuó, pero siempre alrededor de un precio de equilibrio estable.

Un aspecto que normalmente preocupa a los inversores en renovables, es el temor a que el aumento de producción renovable en el mix del mercado de electricidad haga disminuir el precio. Evidentemente, periodos con mucho viento, mucha irradiación solar o muchas precipitaciones harán fluctuar el precio del mercado a la baja. Pero esto será solamente durante algunos periodos, como ocurre en la actualidad. En el largo plazo, la presión de las renovables que haría disminuir el precio, se compensará con el crecimiento de la demanda, ya que precios más bajos incentivarán el consumo de electricidad. La demanda eléctrica no es rígida, su perfil se adaptará a los nuevos patrones de producción de las renovables. Y ante precios de la electricidad más atractivos, más industrias electrointensivas se instalarían en España, lo que haría crecer la demanda. Incluso, un incremento muy grande de la producción renovable podría hacer que la electricidad desplazara a otros combustibles como el gas en usos industriales y domésticos, y la gasolina y el diésel en el transporte, aumentando nuevamente la demanda eléctrica. Hay que pensar también que cada vez se estará más interconectados con el resto del continente, con lo que la electricidad fluirá con más libertad entre los mercados buscando siempre la máxima eficiencia, y obteniendo cada vez precios más estables.

Otro estímulo con el que los proyectos renovables deben contar es con los certificados verdes de garantías de origen, que, según AleaSoft, aumentarán su valor en el mercado por la necesidad de industrias y empresas de consumir electricidad de origen 100% renovable para cumplir sus compromisos medioambientales.

La disminución del precio de las instalaciones fotovoltaicas ha hecho que finalmente esta tecnología ya sea rentable para operar a mercado. Eso traerá una revolución en la producción renovable en España, donde el recurso solar constituye una auténtica mina de oro.

La secretaría de Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación ha informado de que el 15 de Noviembre se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 100/2018 por la cual se convoca a los interesados a presentar ofertas para MiniRen/Ronda 3 del Programa RenovAr, con el objetivo de licitar 400 MW nuevos de potencia instalada de generación eléctrica de fuentes renovables.

Esta ronda tendrá como principal característica el aprovechamiento de las capacidades disponibles en redes de media tensión y el fomento del desarrollo regional del país.

El programa RenovAr MiniRen ofrecerá 400 MW de potencia en todo el país, para ser conectados en redes de media tensión de 13,2 kV, 33 kV y 66 kV. La potencia máxima permitida por proyecto será de 10 MW, mientras que la mínima de 0,5 MW.

La distribución por tecnología será de 350 MW para eólica y solar fotovoltaica, que competirán juntas con cupos por regiones y provincias; mientras que para pequeños aprovechamientos hidroeléctricos habrá disponibles 10 MW, para biomasa 25 MW, para biogás 10 MW y para biogás de relleno sanitario habrá 5 MW, sin región.

Al mismo tiempo, regirá un cupo máximo de 20 MW por provincia, excepto para Buenos Aires donde será de 60 MW. Es importante señalar que para esta Ronda no se permiten ampliaciones de centrales existentes.

Esta nueva etapa del Programa RenovAr apunta a sumar al desarrollo de los proyectos renovables el capital de actores no tradicionales del sector y obtener una ventaja económica para el sistema, gracias al ahorro en pérdidas por transporte y distribución de energía eléctrica y al desplazamiento de generación forzada con combustible alternativo (no gas). Al mismo tiempo, se produce una ventaja técnica eléctrica por la mejora general de calidad en líneas débiles.

Cronograma

El 27 de marzo de 2019 se hará la presentación de ofertas; el 7 de mayo se hará la calificación de las mismas y el 17 del mismo mes será el turno de la adjudicación de proyectos. Está previsto que la firma de contratos se realice en el período comprendido entre el 20 de mayo y el 8 de noviembre de 2019.

Los proyectos adjudicados firmarán un contrato de abastecimiento de energía eléctrica (PPA) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), del mismo modo que en las rondas anteriores, pero en esta oportunidad el acuerdo de adhesión al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) garantizará tres meses de facturación para los proyectos contratados.

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Especial dedicado a fotovoltaica, publicado a modo de separata de la edición de Noviembre 2018 de FuturENERGY para su distribución especial en el V Foro Solar de UNEF, evento celebrado los días 6 y 7 de Noviembre en Madrid, y en el que FuturENERGY participó activamente como media partner.

El contenido de este especial es el siguiente:

EN PORTADA: Weidmüller apuesta por la monitorización inalámbrica de plantas fotovoltaicas
Nuevo módulo bifacial con el mejor coeficiente de temperatura del mercado
Informe Anual UNEF 2018. 2017: el inicio de una nueva era para el sector fotovoltaico. El marco internacional
Informe Anual UNEF 2018. 2017: el inicio de una nueva era para el sector fotovoltaico. El marco europeo
Informe Anual UNEF 2018. 2017: el inicio de una nueva era para el sector fotovoltaico. El marco español
Módulos de alto rendimiento para el mercado latinoamericano
Evaluando la tecnología de seguimiento bifacial
Integración arquitectónica con paneles solares flexibles ultraligeros
Autoconsumo fotovoltaico con excedentes en empresa editorial

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AleaSoft valora como muy poco realistas los escenarios de precios del mercado eléctrico que presentan una retribución muy reducida para la producción fotovoltaica en los próximos diez años.

¿Por qué una previsión de precio de mercado captado por la fotovoltaica de 10 €/MWh de promedio para todo 2030 no es realista? Está claro que con un precio así ninguna tecnología es rentable. Los mercados están diseñados para encontrar el equilibrio entre el precio que pagan los consumidores y el que reciben los productores y que sea beneficioso para ambos. Sólo hace falta observar la previsión del precio MIBEL a largo plazo que realizó AleaSoft a finales de 2010. Desde entonces, el precio del mercado ibérico ha ido fluctuando por las condiciones específicas de cada año, pero el precio promedio anual se ha mantenido alrededor de un punto de equilibrio entre los 45 y 55 €/MWh.

Aun siendo relativamente elástico y pudiéndose alternar periodos con precios altos que benefician a los productores y periodos con precios bajos que benefician más a los consumidores, un precio muy lejos del punto de equilibrio del mercado no es sostenible, al menos, para una de las dos partes. Por eso no es realista que una tecnología reciba de media un precio tan bajo como 10 €/MWh durante un año, por ejemplo. En el largo plazo, el mercado se autorregula. Es decir, que, si el precio durante las horas de sol fuera sistemáticamente tan bajo, la demanda, principalmente la nueva demanda surgida de la electrificación del transporte, con la carga de las baterías, tendería a concentrarse en esas horas, aumentando a su vez el precio. De la misma forma, con precios tan bajos, las exportaciones se incrementarían hasta el máximo disponible de capacidad de la interconexión con Francia que puede crecer en 6 GW más hasta 2030, lo que, a su vez, nuevamente aumentaría el precio. Tampoco hay que olvidar, que tecnologías como las centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo y nuevas tecnologías de almacenamiento como las baterías trasladarán la demanda de las horas más caras hacia las más baratas, aplanando la curva de precios, e impidiendo que éstos se hundan.

Por otro lado, con unas previsiones tan pesimistas, la inversión en parques fotovoltaicos se reduciría enormemente con lo que la fotovoltaica tampoco podría llegar a reducir tanto el precio en esas horas.

Además, hay que tener en cuenta que el comportamiento de los agentes al realizar ofertas en el mercado depende del precio, y no ofertarán sistemáticamente a un precio con el que no puedan cubrir sus costes y recuperar la inversión. Existe ya un ejemplo con los precios cero que se daban regularmente en el mercado ibérico hasta principios de 2014. Desde entonces ya no se han vuelto a dar porque la eólica ha cambiado de estrategia a la hora de ofertar. El promedio de las 100 horas con menor precio de 2013 y 2014 fue de cero €/MWh, en 2015 ya ascendió a 8,37 €/MWh, 3,89 €/MWh en 2016, y en 2017 llegó a 14,53 €/MWh.

Cierto es que la fotovoltaica tiene una estructura temporal de producción poco flexible, sólo puede producir durante las horas de sol, que no le permite participar de manera estratégica en el mercado y tiene que conformarse con el precio registrado durante las horas centrales del día. Está claro que el aumento de la potencia fotovoltaica hará bajar el precio en las horas en que produzca más electricidad, por lo que su apuntamiento acabará será menor que uno, y el precio que percibirá será menor que el precio medio del mercado. Pero las previsiones de AleaSoft estiman que esta disminución del precio percibido respecto al precio medio del mercado no puede llegar a ser tan baja en los próximos 20 años.

Las previsiones de precio a medio y largo plazo realizadas por AleaSoft describen un panorama muy diferente. La situación actual del mercado de precios altos empujados por el precio de los derechos de emisiones de CO2 y de los combustibles fósiles para la generación de electricidad (gas y carbón), y la inminente instalación de nueva potencia renovable, apunta a que en los próximos años el precio tendrá una tendencia a retroceder. Aunque el comportamiento específico de cada año dependerá de las condiciones meteorológicas que se encuentre: viento, lluvia y temperaturas.

A largo plazo, la tendencia al alza del precio del gas por el crecimiento mundial de la demanda, y los compromisos de los países europeos de cerrar las centrales térmicas de carbón y de disminuir la potencia nuclear, contradicen que el precio promedio percibido por la fotovoltaica durante un año entero pueda llegar a bajar hasta los 10 €/MWh. Tal vez, los modelos utilizados hayan sido de tipo fundamental con una demanda fija que no ha tenido en cuenta el equilibrio de mercado. Si no se considera la flexibilidad de la demanda frente a los precios horarios, se pueden obtener resultados inverosímiles como éste.

Macquarie Infrastructure Debt Investment Solutions (MIDIS) ha anunciado hoy la concesión de un crédito a largo plazo de 67 millones de euros para refinanciar una cartera de activos solares en el sur de España.

La cartera es propiedad de Eliantus Energy y está formada por 10 centrales solares fotovoltaicas operativas con una capacidad total de generación de 43 MWp. La financiación, concedida por MIDIS en nombre de sus inversores, consiste en una emisión de bonos sénior garantizados a tipo fijo con un periodo de amortización de 23 años. MIDIS y Eliantus negociaron la operación bilateralmente, con Santander como estructurador único.

Tom van Rijsewijk, Managing Director de MIDIS, señaló: «Estamos ante nuestra segunda inversión en deuda de infraestructuras en el mercado solar español durante los últimos cinco meses, lo que evidencia las oportunidades que apreciamos en este mercado para nuestros inversores. Colaboramos estrechamente con el equipo de Eliantus y Santander para asegurarnos de que la deuda se estructuraba de forma que atendiera sus necesidades concretas y que se ponía a disposición en un plazo relativamente corto, sobre todo teniendo en cuenta los meses de verano».

Por su parte, Adolfo Carvajal, consejero delegado de Eliantus, señaló: «Los bonos para proyectos han demostrado ser la mejor forma de financiar infraestructuras solares. Nuestra primera experiencia como emisores ha sido muy positiva gracias a la sintonía de intereses con MIDIS y a la ayuda de Santander en el proceso de refinanciación. Además, gracias a la solución ofrecida, podremos centrarnos en crecer y convertirnos en un actor solar líder en el mercado español con la ayuda de nuestro socio JZI».

Miguel Rueda, socio director de JZI, declaró: «Gracias al equipo gestor de Eliantus, con Adolfo Carvajal a la cabeza, hemos podido desplegar un volumen importante de los capitales aportados en el primer año. La solución ofrecida por MIDIS permitirá a Eliantus y JZI seguir consolidándose en el mercado de plantas fotovoltaicas de pequeño y mediano tamaño de España».

En junio de 2018, MIDIS realizó su primera inversión solar en España: una emisión de bonos por valor de 140 millones de euros para Sonnedix, el mayor gestor de plantas fotovoltaicas de España. Estas dos inversiones se acometieron en parte a través de la Global Infrastructure Debt Strategy de Macquarie.

Desde 2012, MIDIS ha invertido más de 1.700 millones de euros en deuda de infraestructuras para proyectos de energías renovables en todo el mundo. Estos fondos se han invertido en 22 proyectos individuales, con una capacidad instalada total de aproximadamente 4,7 GW.