Esos 45 GW de energía limpia en juego suponen una capacidad significativamente más alta que la subastada en los últimos años. Se repartirán entre 17 GW de energía eólica, 6 GW en energía solar fotovoltaica y el resto en subastas tecnológicamente neutras o en las que pueden concurrir varias fuentes.
No obstante, Wood Mackenzie destaca en su página web que "los resultados de subastas anteriores indican que no hay garantías de que se alcancen los volúmenes previstos. En los últimos tres años, las subastas europeas han tenido una tasa de adjudicación media del 70%. Si este mismo nivel de éxito se logra en 2021, podríamos ver más de 30 GW de capacidad adjudicada"
En España, la prórroga de la subasta retrasada de 2020 se combinará con el objetivo anual de 5 GW previsto en el reciente decreto de subastas de energía renovable, lo que puede conducir a acabar el año con 8 GW subastados. Polonia tiene una ambición similar, con su primera subasta de energía eólica marina de 5,9 GW, que se combina con las subastas de energía eólica y solar fotovoltaica en tierra firme, lo que indica un total de 8 GW. En Reino Unido, la cuarta ronda de asignación del esquema Contract for Difference (CfD) sacará a subasta 12 GW y readmitirá en el esquema "bloques" anteriores de eólica en tierra y solar fotovoltaica.
Impacto en los precios
Desde Wood Mackenzie señalan que las energías eólica y solar fotovoltaica representarán, también, la mayor parte de la capacidad adquirida en 2021. Y advierten de que aunque estas tecnologías proporcionan energía en abundancia libre de carbono y a bajo costo, su naturaleza no despachable "supone un desafío para la flexibilidad de los sistemas de energía".
Esto ya ha comenzado a manifestarse en varios mercados de toda Europa. Por ejemplo, como recuerda la plataforma Enertic, Alemania experimentó precios negativos de -83,94 € / MWh durante ocho horas el 21 de abril. Durante este tiempo, el país mantuvo una combinación de generación eólica por encima del promedio mensual con alta generación solar, cubriendo alrededor del 88% de la demanda.
"Dejando de lado los problemas de demanda relacionados con el coronavirus, es de esperar que la frecuencia de los precios negativos aumente", afirman los analistas de Wood Mackenzie, que no parecen muy seguros de que los responsables de la formulación de políticas sean conscientes "de este desafío".
Las predicciones de la consultora son que una vez que las restricciones gubernamentales se reduzcan y la actividad industrial se recupere en 2021, la demanda de energía volverá y de nuevo los precios más altos. Pero añade que es poco probable que las señales de precios por sí solas desencadenen nuevas inversiones "en los tan necesarios recursos para dar flexibilidad al sistema".
Desde Enertic indican, por su parte, que la falta de elasticidad también se encuentra en el lado de la demanda. "Si los clientes tuvieran los medios para cambiar sus patrones de consumo a corto plazo, aprovecharían la oportunidad de aumentar su consumo cuando los precios sean muy bajos o negativos". Esto no es lo que sucede en la actualidad. "Pero en poco tiempo, la mayor disponibilidad de capacidad de almacenamiento en la red eléctrica, así como el aumento del volumen y el mayor desarrollo de los vehículos eléctricos, deberían permitir remediarlo", añaden.
