El punto de partida es más que interesante: todas las políticas de todos los gobiernos a nivel global están alineadas en que las energías renovables son el presente y futuro. Hugo Galindo, director general de Grenergy Renovables habla de la idiosincrasia del mercado español. “En los años de las tarifas se instalaron 4.000 Mwh de energía fotovoltaica, hubo un parón durante muchos años y ahora parece que volvemos a estar en niveles de burbuja. En este sentido, hay que medir muy bien los tiempos para que no se vuelva a producir una burbuja por lo que los gobiernos tienen un papel importante”. Con lo que, a priori, todo parece vientos de cola: tanto energéticas tradicionales como petroleras están desarrollando proyectos renovables y hay que aprovechar el momento pero “haciéndolo de una forma escalonada”.
En este sentido, Carolina García Barquero, investigadora energías renovables, sección eólica de CIEMAT cree que a hay lecciones aprendidas de aquellos tiempos, entre otros, “los mecanismos de soporte. Nadie podemos estar en contra de que la estabilidad de las políticas energéticas y la seguridad jurídica es imprescindible para que no haya burbujas y, desde nuestro punto de vista, los sistemas de financiación antiguos también son creadores de burbujas”. Esto sigue siendo reto.
Pero vayamos por partes. España se prepara para que en 2020 estén funcionando más de 6.500 megavatios nuevos de energía renovable, fundamentalmente eólica y fotovoltaica. En 2010 partíamos de un mix de renovables del 17,5% en España y diez años después hay que llegar al 20%. Y ¿después? Las cifras bailan entre la directiva de Bruselas que dice que tiene que ser un 27% y el 42% del Plan Nacional integrado de energía y clima. “Esto no es una burbuja, es que es una obligación llegar a esos niveles”, sentencia Javier Lasa, director del departamento de energía en Dentons.
En marco retributivo ha cambiado notablemente y, de hecho, hay tres tipos de retribución: contra la producción para los proyectos anteriores a 2014, retribución a la inversión y pool. Actualmente no se puede hablar de activos regulados sino “merchant” siendo una de las barreras para el actual desarrollo de estos proyectos la financiación en un momento en que los bancos ya no ven tan claro el panorama actual como en el pasado. De hecho, hasta que se decretó la moratoria renovable, en 2012, el Gobierno aseguraba unos ingresos por la producción de energía a través de renovables. Las subastas de potencia instaladas en 2016 y 2017 se hicieron con el máximo descuento a la inversión permitida, lo que se traduce en que las plantas tendrían unos ingresos cercanos a los precios de mercado, es decir, la potencia instalada iría sin ayudas públicas. Sin embargo, hay una barrera que impide que se desarrollen proyectos renovables en España: la financiación.
De izquierda a derecha y de atrás hacia delante: Javier Lasa (Dentons), Víctor Peiro (GVC Gaesco Beka), Hugo Galindo (Grenergy), Juan Ferrero (Naturgy), Santiago Domínguez (Endesa), Ángeleles Mora (Siemens Gamesa), Carolina García Barquero (CIEMAT) y Silvia Morcillo (Estrategias de inversión)
La financiación de proyectos hacia PPA
El sector cree que el camino que llevan las energéticas es hacia PPA (Power Purcharse Agreement), un acuerdo o contrato de compraventa de energía entre un generador y un comprador, generalmente a largo plazo. La banca ha pasado de financiar en el pasado más del 80% de los proyectos de renovables a limitar su participación a entre el 40-60% como máximo. Lo que deja paso a capital privado. El directivo de Grenergy es claro: en el mercado español hay dos filosofías muy opuestas, de un lado están BBVA y Banco Santander que no financian ni a pool ni a subastas y de otro lado, Sabadell lidera la lista de bancos que financian proyectos a merchant. Por su parte, la banca europea “tiene muy interiorizado el tema y están dispuestos a entrar en España asumiendo cierto riesgo merchant pero con un PPA que lo sustente”, asegura Galindo. Es hacia dónde va un sector en el que las subastas han sido herramienta fundamental pero ya han jugado su papel. Juan Ferrero Carbajo, Gestión cartera de desarrollo en Naturgy resalta la importancia de los PPA en estos momentos porque “hay señal de precios que los hace atractivos. Pero si se llega a la penetración de renovables que plantea el plan va a hacer que el precio de mercado baje y se pierda ese incentivo con lo que los mecanismos de subasta van a ser necesarios”.
Claro que, para que si se quiere que los bancos entren a financiar, habrá que cambiar los criterios. Una subasta que consiste “en una especie de TIR que se revisa cada 6 años derivadas del sistema retributivo, con lo que el precio no es seguro”. En este punto, Ángeles Mora, responsable de regulación y mercados de Siemens-Gamesa cree que lo ideal sería que fuera un precio fijo, como están haciendo otros países en Europa. “De hecho, eso no implica que sea superior al precio del mercado eléctrico. Al final, lo único que necesitan las renovables es visibilidad de ingresos”.
Y para ello, nuevamente, es evidente la necesidad de financiación. El experto de Dentons cree que uno de los riesgos que ve es la relación que tiene el off taker – el comprador y quien toma el riesgo – y los que piden los bancos financiadores al promotor, es decir, las garantías. Una situación que tiene ventaja para las compañías grandes. “Hacer PPA con proyectos concretos tiene un riesgo elevado para el off taker pero también para el promotor, que se “casa” con ese off taker por 15 años. “Por eso las garantías tienen que ser recíprocas”. Y Un punto más: “ahora mismo los bancos no financian si el off taker no es Investment Grade y con este rating en España se pueden contar con los dedos de la mano, de ahí que nos vayamos a Europa”, asegura Galindo.
A día de hoy nadie duda de que tanto eólica como fotovoltaica son las dos energías que llevarán las riendas en el futuro energético. “Son las dos energías que marcarán tendencia. La fotovoltaica tiene una ventaja que es el tiempo de desarrollo e incluso, a nivel de capacidad, tiene más ventaja porque tecnológicamente tendrá un mayor desarrollo”, asegura el experto de Naturgy. De hecho, “la curva de instalación (en Gb instalados a nivel mundial) está llegando a la altura de la eólica y de hecho, las expectativas de reducción de precios son del 40-50% fotovoltaica y del 20% en la eólica”, advierte García Barquero. “Con lo que parece claro que el mix energético para 2030-2035 tiene que estar liderado por la eólica, la fotovoltaica y los proyectos híbridos, con o sin almacenamiento que permitirán gestionar mejor la curva de producción”, sentencia la experta de Siemens Gamesa.
¿Y qué ocurre con la energía offshore? En España no ha desarrollado todos su potencial porque “no hay plataforma continental en España con lo que habría que tener soluciones flotantes ante el boom que se espera en los próximos años”, dicen en CIEMAT. Una energía que tiene sentido porque es una cuestión de eficiencia y costes. Desde Endesa asumen que España tiene una peculiaridad y es que tiene mucho sol y poca densidad de población. Esto se junta con que no tenemos plataformas, lo que hay que irse a inversiones más altas en offshore, con costes de energía muy altos. Y otro de los retos es la conexión porque “si llegas a tierra con 1000 Mwh tienes un problema”.
Y aquí surgen variables como el almacenamiento o las baterías que “serán viables cuando haya retribución a la firmeza en la potencia. Ahora, como hay sobrecapacidad, no hay retribución a la potencia firme con lo que poner baterías viendo que no hay valor sería solo por la diferencias en precio, que se las come el propio rendimiento de baterías”, asegura Domínguez. En cuanto al tema del almacenamiento en la compañía son claros: el problema es que los almacenamientos por baterías o por aire comprimido son costosísimos a día de hoy.
Aquí es donde entra en juego el papel de la tecnología. Los expertos ven dos mundos distintos: en la generación hay proyectos de eficiencia de la operación de instalaciones que ayuda a tener un volumen amplio para hacer análisis estadísticos o IA para detección de fallos. “Esto lo hace todo el mundo, tiene sentido pero el retorno es marginal, es decir, no se duplica la eficiencia de una instalación. Un segmento que tiene un impacto pequeño pero al que se dedica mucho esfuerzo”, aseguran en Endesa.
A nivel inversor, Víctor Peiro, director general de análisis de GVC Gaesco Beka cree que la palabra burbuja es de la que nadie quiere oír hablar y por la que todo el mundo pregunta. “Yo soy pro renovables pero me enfrento a gente que cree que puede haber una burbuja en el mercado más cuando ya hay empresas, como ACS, que han anunciado sacar a bolsa su negocio de renovables como lo hiciera Iberdrola en 2007. Santiago Domínguez, responsable generación hidráulica, división de renovables de Endesa no cree que el momento actual se pueda calificar como burbuja, más viendo que todos los partidos políticos llevan en sus programas la lucha contras las emisiones. Esto “supone la descarbonización del sector energético y electrificar cosas que ahora mismo emiten, lo que tendrá impacto en la demanda”.
Pero ¿qué tiene que mirar un inversor que va a invertir en el sector? Desde Grenergy apuntan la diversificación tecnológica y geográfica como punto de partida. A nivel tecnológico, que tengan implementadas distintos métodos de generación y, a nivel geográfico, que no asuman el riesgo de un cambio regulatorio afecte al 100% de ña empresa. En la bolsa española hay 4-5 españolas con son eminentemente renovables, con rentabilidades anuales más que positivas y es un sector que parece tener todos los ingredientes para hace más eficiente y rentable el sector a largo plazo.
