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.