Cuando empecé en el sector eólico allá en 2.004, ya se anunciaba el inminente boom de la eólica offshore. Todas las previsiones de mercado coincidían que el offshore sería comparable al onshore en pocos años. Pero los años pasaban y ese momento siempre se retrasaba. Los países pioneros crecían poco y no llegaban los nuevos mercados. Actualmente el mercado offshore se limita a 4-5 mercados en Europa y China y no llega a suponer ni el 10% de las instalaciones anuales mundiales. La EWEA estableció en 2005 un objetivo mínimo de 70GW instalados en Europa en 2020 pero la realidad es que nos quedaremos en 20GW. ¿Qué ha pasado para no cumplirse las expectativas? La pasada semana WindEurope publicó un completísimo informe sobre la situación del sector offshore en Europa que nos puede servir para analizar la evolución y perspectivas del negocio offshore.

En Europa se instalaron 2.500MW en 2018, cifra todavía inferior a las alcanzadas en 2015 y 2017. Para adivinar qué va a pasar en los próximos años, lo mejor es ver la capacidad financiada y vemos que es del orden de 4.000MW en 2018, un nivel similar al de 2016 y 2017. Esto ya nos indica que el nivel de instalaciones en los próximos 3-4 años va a ser muy similar al de 2018. Para ponernos en perspectiva, el offshore en Europa supuso aproximadamente un 4% del total de las instalaciones mundiales de eólica. Además, todas las instalaciones se concentran en 5 mercados: UK, Alemania, Dinamarca, Bélgica y Holanda.

Veamos algunas razones de porqué este mercado no crece como se esperaba:

  • Complejidad del planning: siempre se habla de la complejidad de instalar turbinas en el mar pero es igual o más complicado aún preparar el emplazamiento. Para poder instalar un proyecto hay que tener capacidad de evacuación, permisos, estudios previos, etc y todo eso que en onshore se resuelve en 2-3 años, en offshore es parte de una planificación a largo plazo de un país. Es por ello que la capacidad instalable en los próximos 5-10 años está ya limitada por las infraestructuras de evacuación/distribución que estén planificadas. Hay países como Alemania, UK y Holanda que lanzaron esta planificación hace tiempo y de ahí su actividad. Pero la mayoría de países no tiene infraestructura por lo que es imposible que as corto plazo haya proyectos offshore.

 

  • LCoE: cuando vemos las curvas de reducción del LCoE en offshore en los últimos años, se podría pensar que es un factor que aumentará la demanda: cuanto más barato es el offshore, más se instalará. Pues no es así. Los niveles de LCoE vienen dados más por presión del mercado renovable que por vocación del sector. Los niveles bajos de retribución hacen que las compañías capaces de conseguir esos costes sean menos. Es decir, se limita el mercado a los mejores (o a los que pueden asumir más riesgos o a los que tienen más volumen…). Esto no es malo porque profesionaliza mucho el sector pero limita el volumen de instalaciones y probablemente la capacidad de innovación.

Como se aprecia en el anterior gráfico, son las grandes utilities (orsted, EOn, Vattenfall, Iberdrola, etc) las que copan el mercado de operadores. Y su cuota es aún mayor como developers ya que muchas veces venden parte de los proyectos a fondos de inversión o de pensiones.

 

  • Fabricantes: hay un gráfico del informe de WindEurope muy relevante:

Se aprecia que actualmente el mercado de fabricantes offshore es un duopolio de SGRE y MHI-Vestas. Y esto es bueno porque venimos de muchos años de cuasi-monopolio de Siemens. GE está intentando volver al mercado con su nueva turbina, pero mucho me temo que está más orientada a estar preparados para el futuro mercado offshore USA que para Europa. El mercado necesita más fabricantes para incrementar la competencia y la innovación, pero sin volumen es difícil así que estamos en un círculo vicioso difícil de romper.

 

  • Tamaño: en offshore el tamaño sí importa (y mucho)

Muy relacionado con el LCoE, la forma más clara de reducir costes es aumentar tamaño tanto de turbina como de parque. Esto aumenta la complejidad de todo: turbinas, logística, O&M, etc. En el último año ha habido mucho movimiento de nuevas turbinas:

  1. MHI-Vestas con su V174-9.5MW y V164-10MW
  2. SGRE con su SG10.0-193
  3. GE con su impresionante Haliade-X de 12MW y 220m de rotor

Parecen pequeños detalles pero con turbinas de 10MW y casi 200m de rotor, no hay muchos barcos que las puedan transportar e instalar. El gran crecimiento de las turbinas reduce costes pero limita los medios disponibles para su instalación y mantenimiento.

 

Como conclusión, no es viable a corto y medio plazo que el mercado offshore en Europa crezca de manera importante. El mercado offshore global tendrá que crecer en otros mercados como USA, Japón o India (excluyo China ya que tiene su propia cadena de valor) y eso no será ni rápido ni sencillo. El offshore será clave en el futuro pero tendremos que ser pacientes porque llevará su tiempo.

 

 

El pasado 23 de Enero se batió el record de producción eólica en España con 373 GWh en 24h y a día de hoy seguimos con días de mucho viento que hacen que un parte muy importante de la demanda eléctrica se cubra con eólica. Es en estos días de récords cuando los medios se hacen eco de la importante contribución que las renovables tienen ya en el sistema eléctrico nacional. Es también un buen momento para hacer un breve repaso de lo que ha sido 2018 en cuanto a producción eólica y solar en España.

 

Lo cierto es que los datos anuales correspondientes a 2018 todavía no han sido publicados pero gracias a la magnífica página de Entso, ya podemos disponer en tiempo real de todos los datos de generación eléctrica en Europa, con lo que es posible hacer nuestro propio análisis. Y eso es lo que he hecho aquí: he descargado las producciones diarias de eólica y solar a lo largo de 2018 para poder sacar algunas conclusiones.

 

Veamos pues primero la producción diaria de eólica y solar a lo largo del año en España:

Varios aspectos llaman la atención

  • Se aprecia claramente la estacionalidad de ambas pero con la suerte de que es complementaria: en verano sopla menos viento pero es cuando más solar se produce. Esto es muy importante porque la solar irá creciendo en capacidad instalada y compensará mejor la baja producción eólica estival.

 

  • Se confirma que la eólica es mucho más variable que la solar. La curva de sierra de la eólica es en algunos casos espectacular, como el pasado 15 de febrero, en el que en escasas 48h se pasó de generar casi 300GWh a menos de 50GWh.

 

  • El máximo de producción diario eólico fue el 24 de marzo. Veamos el detalle de generación ese día en la página de REE:

Como se aprecia, la eólica llegó a suministrar el 53% de la demanda. Otro detalle curioso en cómo se atienden los picos diarios: el del mediodía se cubre con el aporte de la solar pero el de las 21h, al no haber solar, se tiene que cubrir con hidraúlica (abundante en marzo).

  • Es curioso que el máximo de producción solar se situó el 16 de mayo. Esto puede deberse a que en mayo ya hay muchas horas de sol, pero todavía no hace tanto calor como en verano, por lo que los módulos trabajan mejor y producen más.

 

Otro aspecto en el que se insiste mucho estos días es en la relación entre el nivel de producción renovable y el precio de la luz. Aunque es un tema bastante complejo (muy recomendable la página de la AEE sobre este asunto para el que quiera profundizar), la relación es clara: a más renovable, menor coste. Veamos cómo fue está relación en 2018:

Es muy ilustrativo que los picos en el precio diario de electricidad coinciden exactamente con los picos inversos de producción eólica: en marzo con el pico de eólica se alcanzaba en mínimo precio de electricidad y al contrario en septiembre.

 

Como curiosidad, veamos el patrón de generación de eólica y solar en 2018 del país europeo con mayor capacidad instalada: Alemania

Alemania ha sido el primer país europeo es llegar a 1TWh de producción diaria con eólica. Ocurrió el pasado 8 de diciembre y fue gracias al cada vez mayor aporte de la eólica offshore. Y de nuevo queda patente la variabilidad de la eólica cuando con una separación de 34 días de calendario se pasa del record histórico (8-Dic) al mínimo anual (11-Ene).

 

Con este análisis se confirman con datos varias cosas que ya sabíamos: la relación directa entre renovables y abaratamiento del precio de la electricidad, estacionalidad y variabilidad en la producción y el cada vez mayor peso en el mix de generación.

En el anterior post de este blog en el que se comentaba el último informe sobre LCoE de Lazard, hice algunos comentarios sobre la competencia entre renovables y más concretamente entre eólica y solar como fuentes de generación renovable más viables y baratas actualmente. A raíz de este artículo, me llegaron varios comentarios sobre este tema, algunos pidiendo más subastas multitecnología donde lo que se prime sea el menor precio comprometido y otros recordando que no todo es el precio a la hora de planificar el mix de generación. Lo cierto es que es un tema de actualidad ya que noticias como la de la última subasta mixta en Alemania donde la solar PV se llevó todos los proyectos frente a la eólica hacen que cada vez se oigan más voces que abogan por subastas mixtas donde, como es previsible, la solar ofrezca precios inalcanzables para las demás tecnologías.

Pero ¿es esto el enfoque correcto? ¿debe ser el precio el único driver? ¿realmente la solar PV va a ser imbatible en subastas mixtas? para el que ande mal de tiempo, ahí van las respuestas rápidas: Depende, No y Sí. Para el que tenga unos minutos para profundizar más en estas cuestiones, ahí van algunos argumentos…

 

¿Será la solar PV imbatible en precio?

Es muy probable que, en precio mínimo absoluto, sí. El nivel actual de coste más el potencial futuro de reducción hará en pocos años a esta tecnología imbatible en cuestión de costes. Veamos algunas de las razones:

 

1.Volumen

Es uno de los principales drivers para reducir el coste y como vemos en la gráfica, los volúmenes de la solar son ya mucho mayores que los de la eólica y la tendencia es que esta diferencia sea cada vez más grande.

Una de las claves para explicar esto es que la eólica se limita al segmento grid-connected con grandes proyectos de generación. Sin embargo, la solar tiene unos segmentos de negocio residencial y comercial que aportan mucho volumen al sector. Como se ve en la siguiente gráfica, casi la mitad del volumen provienen de estos segmentos que no existen en la eólica

La razón es obvia: el recurso solar es igual en entornos urbanos que no urbanos mientras que el recurso eólico es muy escaso en entornos urbanos.

 

2. Complejidad tecnológica y logística

Quien haya visto la instalación de un parque eólico y de uno solar ya sabe a que me refiero. La solar evita mucha de las complejidades técnicas de la eólica: no hay trabajos en altura, no se requieren grúas grandes, no hay elementos pesados, no hay elementos mecánicos que giren, las dimensiones de los componentes son pequeñas, etc. Para mí, un ejemplo que muestra claramente esta diferencia son los proyectos flotantes: en el caso de la eólica son proyectos dignos de un capítulo doble del programa megaestructuras, mientras que el solar, son placas solares con flotadores debajo.

Otro ejemplo muy ilustrativo de esta diferencia es el O&M: en solar es básicamente limpiar bien los módulos y de vez en cuando cambiar elementos pequeños mientras que, en la eólica, cualquier correctivo ya es complejo sólo por la altura y dimensiones.

 

3. Potencial reducción de coste

Aquí hay 2 elementos importantes para tratar de adivinar el potencial que tiene cada tecnología en la reducción del coste:

  • Materias primas: en la solar, el elemento que más pesa en el coste (los módulos) son básicamente semiconductores conectados. Está por tanto basado en el silicio como los chips así que potencialmente podría seguir una curva tipo ley de Moore de reducción de coste/tamaño (sé que esto es muy discutible, por eso lo de potencialmente). La eólica sin embargo es mayoritariamente acero, fibra de vidrio/carbono y hormigón, elementos que tienen menos capacidad de seguir curvas importantes de reducción.

 

  • I+D: esto es clave en sectores tecnológicos. La tecnología donde más se invierte es normalmente la que mayores avances tiene. Un dato indicativo de la inversión en I+D son las patentes publicadas y como se ve en los datos recopilados por IRENA, las patentes en solar en 2016 son el doble que las de eólica.

 

¿Debe ser el precio el único driver?

Obviamente no. Tanto la solar como la eólica son intermitentes así que cualquier planificador responsable debe ser muy cauto con esto. Pero aún siendo ambas intermitentes por naturaleza, hay claras diferencias

 

  1. Distribución horaria

Llegamos a una de las grandes debilidades actuales de la solar. Es obvio que las horas de sol al día son las que son y no llegan a cubrir uno de los picos de demanda del día (el de las 20h)

 

Sin embargo, el viento está distribuido de forma bastante uniforme a lo largo de las 24h del día, por lo que ayuda en todos los picos de demanda.

Es aquí donde entrarían las baterías y su capacidad de “mover” unas horas la solar hacia el pico de la tarde-noche. Pero la realidad es que hasta dentro de unos 10 años, el coste de las baterías no será tal que pueda ser un complemento “por defecto” de la solar. Es por esto por lo que hay voces en el sector eólico que defienden la necesidad de incorporar los tramos horarios en las subastas porque no vale lo mismo un kWh a las 11h que a las 20h. Si esto se hiciera, la solar no podría competir (por el momento) con la eólica en ciertos tramos horarios, lo que haría los resultados de las subastas mixtas más equilibrados.

 

2. Valor local

Sé que esto es un tema delicado y que nadie quiere hablar de contenido local, aranceles o cuotas, pero hay que ser consciente de las diferencias: 9 de los 10 principales fabricantes de módulos y 4 de los 5 principales fabricantes de inversores son chinos. En la eólica, sólo hay un gran fabricante chino en el top 5. Además, la inversión local por MW instalado (instalación, logística, O&M) en el caso de proyectos solares PV es muy inferior a la eólica. La realidad es que el ratio de retorno de la inversión en la economía local europea o española en el caso de los proyectos solares es muy inferior al de los proyectos eólicos.

 

Lo que parece claro es que los tiempos de hermandad entre eólica y solar cuando luchaban contra el enemigo común “térmico” han acabado y cada vez va a haber más casos que compitan en los mismos mercados y por los mismos clientes. Veremos como resulta, pero lo que está claro es que para el mundo, cualquier resultado será beneficioso.

La semana pasada, la consultora financiera Lazard lanzaba la duodécima edición de su ya famoso Levelized Cost of Energy Analysis donde realiza un análisis comparativo del coste medio que tiene producir un MWh con tecnologías de generación (aquí el pdf completo). Desde el año 2008 que se lanzó la primera edición, ha sido una referencia en el sector para ver cómo las renovables iban reduciendo el coste de generación y acercándose a lo que parecía hace unos años una quimera: el grid parityPero la noticia es que eso ya no es noticia: que las renovables (eólica y solar) son ya claramente más competitivas en nueva instalación que las convencionales es algo que ya casi nadie (con algo de criterio) discute. Ahora el objetivo es lo que yo llamaría el punto de no retorno de las renovables: que nuevas instalaciones de eólica o solar sean más baratas que mantener convencionales ya amortizadas.

Y esto es lo que, por primera vez, indica el informe de Lazard que puede estar pasando. De ahí que todos los titulares de diversos medios como PV Magazine o El periódico de la Energía hayan destacado este hecho. Profundicemos un poco más en el informe de Lazard sobre LCoE:

  1. Nueva instalación renovables vs coste marginal convencionales

Como ya se ha comentado, esta es la gran noticia. Según Lazard, en determinados casos, tanto la eólica como la solar de nueva instalación (ambas sin subsidios) pueden tener un coste de generación más bajo que el coste de generación de centrales de carbón o nucleares que ya están amortizadas y que, por tanto, su coste es el marginal de operación, combustible, mantenimiento, etc.

  • Lo primero que sorprende es que estemos ya en ese punto. Bloomberg NEF, que probablemente sea la consultora más reputada del sector, publicaba este año su New Energy Outlook donde vaticinaba que ese punto se alcanzaría como pronto en 2028 en proyectos en Alemania y en 2030 en China, en ambos casos versus instalaciones de Carbón. Si la comparación es con instalaciones de gas, la fecha se adelanta a 2022 y 2023 para China y Alemania respectivamente. Ya se sabe que la profesión de adivinador es especialmente difícil en el mundo de la enegía pero 10-12 años de diferencia es mucho incluso para este mundillo. Seguro que hay una explicación para tal diferencia (criterios, asunciones, etc) pero yo personalmente, si tengo que elegir una de las dos fuentes, me quedo con Bloomberg.
  • Las consecuencias de alcanzar este punto son muy relevantes: para empezar, daría vía libre a forzar cierres de plantas muy contaminantes (ej. Carbón) sin dañar económicamente a los operadores. Esto, junto con iniciativas privadas de las propias utilities, aceleraría la penetración de las renovables.
  • Aparentemente, el punto anterior parece muy positivo, pero si vamos un poco más allá, una introducción masiva de renovables provocaría una caída del precio del pool, con lo que haría menos atractivos los proyectos sin PPA, cosa que podría ser muy perjudicial para las propias renovables.

2. Wind vs Solar

Otra cosa que me llama la atención del informe es el bajísimo LCoE de la eólica (29 $/MWh) mientras que la solar más barata está en 26 $/MWh. Es llamativo porque los niveles de precio que se están alcanzando en las subastas parecen indicar que el suelo de la solar es más bajo que el de la eólica. Veamos algunos detalles relevantes en esta comparación

  • Analizando las asunciones del análisis, vemos que el factor de capacidad de Wind Onshore se fija en una horquilla de 55-38%. Ese 55% corresponde al valor mínimo de 29$/MWh y personalmente me parece algo irreal para proyectos onshore. Me cuesta pensar que haya proyectos con 4.800 heq netas. Es más, la horquilla del offshore es 55-45% que parece más real pero que el rango máximo de ambas horquillas coincida es muy raro. Yo pondría un rango de 50-30% para onshore.
  • En cuanto a la vida útil de las instalaciones, se asumen 20 años para eólica. Para Onshore puede tener sentido (la extensión de vida actualmente tiene asociado capex) pero para Offshore claramente debería ser 25 o incluso 30 años.
  • Los ratios históricos de reducción son espectaculares pero parecen indicar cierto suelo para la eólica mientras que la solar parece lejos de alcanzar algún suelo (Bloomberg vaticina en solar una reducción adicional del 30% de aquí a 2025)

  • Parece claro que la solar va a ser más barata que la eólica (si no lo es ya) y esto unido a ser menos intensivo en capital, tener menos riesgo tecnológico y plazos de instalación muy cortos, hace que parezca un rival imbatible en futuras subastas multitecnología. Pero como dijo Jose Luis Blanco, CEO de Nordex-Acciona en el reciente evento del EnerCluster de Navarra: “aunque la solar pueda ser más barata, el valor del MWh eólica siempre será mayor”. Y esto es algo que deberían tener muy presentes los legisladores a la hora de planificar las futuras subastas: para regiones como Navarra o países como España o incluso para Europa, el retorno de la inversión en eólica es altísimo ya que un gran porcentaje de la inversión es local o regional mientras que, en solar, la tendencia es que cada vez la fabricación de todo el HW se centre más en China.

Sea como sea la tendencia es imparable: las renovables ya son la fuente de generación más instalada y lo serán aún más en los próximos años. Ahora es el turno de los legisladores y planificadores del mercado de poner los mecanismos adecuados para que no haya riesgo de morir de éxito.

Hace unas semanas asistía en Munich a la feria solar más importante de Europa, Intersolar. Además de energía solar, esta feria es una referencia en e-mobility y energy storage. Y la sensación que me quedó es que las baterías y sus aplicaciones para el almacenamiento de energía son el nuevo boom del mercado. Y muchas de las cosas que vi me recordaron a la época del boom de las “punto com” hace 20 años cuando, entre otras cosas, los datacenters surgieron como modelo de negocio a gran escala. Y ese flashback, además de hacerme consciente del inexorable paso del tiempo, me dio por analizar algo más en profundidad esta analogía

  • Es un negocio de infraestructura que sirve de “habilitador” a otros negocios. En el caso de los datacenters fue el habilitador del e-commerce, aplicaciones en la nube, etc. En el caso de los “energycenters” habrá que esperar a ver cómo se monetiza el romper con el primer mandamiento de los operadores de red: “la generación y la demanda tienen que ser idénticas”.
  • Ambos son negocios basados en gestionar de forma eficiente hardware mediante software avanzado de gestión y control térmico. Ambos escalan bien y se consiguen ahorros centralizando la infraestructura.
  • Ambos basan su rentabilidad en la curva de reducción de costes. En el caso de los datacenters viene muy influida por la ley de Moore. En el caso de los energycenters, al ser tecnología electroquímica no se pueden esperar curvas tan espectaculares pero según BNEF en su último informe, la reducción de coste nos llevará en pocos años a alcanzar la mítica cifra de 100 $/kWh

  • La cadena de valor en ambos es muy similar

 

Actualmente, el almacenamiento de energía atrae players de muy diverso tipo. Desde grandes conglomerados industriales como LG, Panasonic, Siemens, GE o ABB, pasando por IPPs como RES o AES hasta especialistas del nuevo sector como Tesla, BYD o Leclanché. Si nos fijamos en los datacenters, veremos que hace 20 años también había muchísimos players pero actualmente el sector evoluciona hacia 2 grandes grupos de compañías:

  • Proveedores de infraestructuras: especialistas como Equinix o Cyxtera o telecos como China Telecom que mantienen los centros con el HW asociado.
  • Proveedores de servicios: Amazon, IBM, Google…contratan a los antes citados capacidad y ofrecen servicios “en la nube”.

En el caso de los energycenters, es probable que los proveedores de infraestructura sean grandes compañías tipo utilities con capacidad de realizar grandes inversiones con retornos a medio plazo. Pero es en la parte de proveedores de servicios donde se me antoja la lucha más apasionante donde quizás veremos grandes de Internet como Google con nuevas compañías como Tesla y seguro que clásicos como Siemens o IBM. De hecho me llamó la atención en Intersolar que uno de los stands más espectaculares era de Mercedes energy que en realidad no mostraba ningún producto concreto pero que claramente se enfocaba hacia soluciones de almacenamiento de energía. Quien desarrolle servicios que expriman las capacidades de la tecnología (como hizo Amazon con sus servicios en la nube) revolucionará el mercado. Y todo esto tiene mucho que ver con las Smart grids, tema que centra los esfuerzos de muchísimos gigantes tanto de la energía como de las ITs.

 

Parece claro que el almacenamiento de energía va a cambiar la gestión de las renovables, así como la gestión de red que realizan actualmente los operadores, pero yo creo que no va a ser mediante instalaciones privadas distribuidas sino como servicios de almacenamiento “virtual” ofrecidos por compañías que a su vez se apoyarán en infraestructuras centralizadas optimizadas. En un primer momento estará dirigido a grandes generadores/consumidores de energía, pero evolucionará hacia un servicio escalable al alcance tanto de grandes clientes como de particulares.

Pero todo esto sólo ocurrirá si el almacenaje de energía es rentable. Actualmente la principal vía de ingresos viene por regulación en frecuencia que habitualmente está remunerada por el operador de red. Conforme los costes del almacenaje se reduzcan, irán apareciendo nuevas aplicaciones con sentido de negocio. Por el momento todo el mundo quiere coger posición para estar preparado para lo que se supone vendrá en un futuro próximo: el almacenamiento de energía como herramienta para revolucionar la gestión eléctrica.