España ha adjudicado a lo largo de los últimos meses 8.700 megavatios de potencia renovable, todos los cuales tienen que estar instalados antes del 18 de enero de 2020. El Ejecutivo Rajoy mantuvo congelado el sector durante cuatro años -entre noviembre de 2011 y enero de 2016- y solo entonces, invierno del 16, decidió abrir el grifo de las subastas. Lo hizo habida cuenta de sus compromisos europeos: el mix energético nacional tiene que alcanzar el 20% de cuota renovable en 2020 y con la potencia renovable instalada a día de hoy no llegamos. Congelación en fin durante toda una legislatura y, ahora, cuellos de botella. Porque todas las empresas adjudicatarias quieren ejecutar sus proyectos en tiempo y forma (si no lo hacen podrían perder los 496 millones de euros que Standard & Poors estima se han dejado en avales). ¿Problema? Que las prisas son malas consejeras y, sobre todo, malas compañeras de viaje para cualquier inversor: sobre todo porque incrementan los precios.
Además, el modelo de subasta que ha implementado el Gobierno no ofrece garantías sólidas para los bancos
El Ejecutivo ha planteado subastas inversas: los subasteros -las empresas que pujan para adjudicarse potencia a instalar- ofertan un descuento sobre una ayuda. En algunos casos, el descuento ha sido máximo, de modo que las empresas que se han adjudicado esa potencia han renunciado a toda ayuda y venderán su electricidad a lo que marque el mercado. En otros casos (ha habido tres subastas en los últimos dos años), el Gobierno ha establecido un suelo. Y si el mercado marca por debajo de cierto precio, el Ejecutivo asegura al adjudicatario que al menos cobrará ese precio-suelo. El problema -apunta S&P- es que ese suelo tampoco es sólido (puede hundirse), pues depende de una serie de variables (reglas) que ha introducido el Gobierno (en la subasta) y que pueden hacerlo desaparecer, lo cual genera más incertidumbre aún en los bancos, que lógicamente ven ahí más riesgo.
¿Conclusión?
La financiación se enfrenta así a grandes retos, según el informe que Standard & Poors ha titulado «El fin de los subsidios», y cuyo subtítulo aventura una pregunta: "¿Comienza una nueva era para las energías renovables en España?". La respuesta a esa pregunta llegará con lo que suceda a lo largo de los próximos 23 meses (o sea, de aquí a enero de 2020) con los 8.700 megas adjudicados. Desde luego el sector lo va a tener difícil con los bancos, que son los que deben facilitar (o no) los dineros para ejecutar todos esos megavatios. Según S&P, "la financiación de los nuevos proyectos renovables será cambiante debido a la exposición al mercado de las nuevas instalaciones, al apretado marco temporal y al tamaño de las inversiones". La consultora destaca el problema de la volatilidad del mercado eléctrico español: "hemos observado -dice el informe- claros signos de volatilidad e imprevisibilidad en la evolución del precio del mercado mayorista en España en los últimos cuatro años". Y lo sucedido en el inmediato pasado condiciona enormemente la capacidad de negociación con los bancos en el presente.
¿Puede ser buena alternativa el buscar un cliente y acordar con él un precio a largo plazo?
La consultora señala en su informe una potencial puerta de salida para los proyectos: los contratos bilaterales de compraventa de electricidad a largo plazo (power purchase agreements, PPAs). "Según nuestra experiencia -explican los autores del informe-, promotores de otros países han mitigado la exposición a la volatilidad de los mercados mayoristas de electricidad mediante los contratos bilaterales de compraventa a largo plazo con grandes consumidores". S&P considera probable que los PPAs -y otros mecanismos, como los contratos por diferencias- se desarrollen en España "a largo plazo". Sea cual sea la solución (PPAs, contratos por diferencias), Standard & Poors sostiene en su informe que el "cambio radical" que ha supuesto el pasar del anterior modelo gubernamental, estable y seguro (la prima), a los precios diarios de la electricidad incrementa extraordinariamente (massively increases) la exposición al mercado.
La consultora habla en su informe también de los project finance
El nuevo marco establecido vía reforma por el Ejecutivo Rajoy añade más complejidad a la financiación de proyectos mediante project finance, alarga la deuda y eleva el apalancamiento, según el informe de Standard & Poors. La solución project finance consiste grosso modo en devolverle al banco el crédito con los ingresos que el propietario del parque eólico o la huerta solar obtiene por la venta de electricidad (ingresos antaño asegurados por el Gobierno, que fijaba en reales decretos a cuánto iba a ser retribuido el kilovatio hora producido por esas instalaciones y durante cuánto tiempo). Eso generaba en los bancos la certidumbre necesaria como para facilitar la financiación. Pues bien, según el presidente de una importante comercializadora con el que ha hablado Energías Renovables, ahora, y habida cuenta del nuevo modelo retributivo -el de la rentabilidad "razonable"- y habida cuenta también de cómo han sido diseñadas las subastas (el precio suelo y sus condicionantes), "va a ser imposible hacer endeudamientos del 80, del 90%, como se hicieron hace años, mediante project finance".
Sobre el binomio PPA-project finance se pronuncia el mismo interlocutor, presidente de una importante comercializadora española, "si yo hago un PPA para un generador de energía tendré que casarlo con un PPA de un consumidor de energía, porque yo no me la voy a jugar. Yo soy intermediario. Lo que tendré que hacer es buscarme una empresa sólida, una Seat, por ejemplo, porque yo no puedo comprar electricidad si no tengo la contraparte. Si yo le digo al banco que le voy a vender la energía a la farmacia, al tendero, al del bar... pues al banco eso no le va a valer. Tienen que ser agentes [compradores] que ofrezcan solvencia suficiente y, por supuesto, que luego el precio de la energía les interese a los dos y que yo me lleve mi margen. En fin, que la pregunta sería: señores del banco, ¿financiarán ustedes al generador habida cuenta del cliente que yo le he buscado, que es la Seat, que ustedes saben que va a comprarme la energía en estos diez años a ese precio que hemos acordado? Eso sería lo que al banco le daría confianza".
En su viaje hacia «El fin de los subsidios. ¿El comienzo de una nueva era para las energías renovables a España», la consultora también señala otros retos a los que se enfrentan algunos de los adjudicatarios: entre ellos, la falta de permisos y autorizaciones administrativas, la ausencia de equipamientos y la carencia de títulos de propiedad. La conclusión de los autores del informe es que las compañías adjudicatarias van a necesitar tanto músculo financiero como experiencia vasta para alcanzar la fecha acordada.
El informe recoge las credenciales de algunos de los protagonistas de las subastas. Los presenta así
Gas Natural SDG SA se ha adjudicado 667 megavatios en la segunda subasta y 250 en la tercera; Endesa SA, 540 en la segunda y 339 en la tercera. En contra de lo esperado -apunta la consultora-, operadores líderes a escala global como Iberdrola SA y EDP (Energias de Portugal SA) no han participado o lo han hecho de manera marginal en las subastas. Standard & Poors considera que "esto puede revelar una estrategia de inversiones más agresiva en activos renovables por parte de esas compañías verticalmente integradas [Gas Natural, Endesa], cuyo parque de generación es menos verde que el de sus competidoras". La consultora también alude a otras consideraciones de carácter industrial como posible desencadentantes de la toma de esas decisiones de inversión.
Gas Natural, de entre las compañías verticalmente integradas europeas, mantiene un parque generador poco renovable, apuntan desde S&P. En 2016, la compañía tenía 12.700 megavatios de potencia de generación en España: 7.000 megas en centrales de ciclo combinado (que queman gas para generar electricidad), 2.000 hidráulicos, 600 megavatios nucleares y solo 1.100 exclusivamente renovables.
Endesa, otra de las grandes adjudicatarias, es una filial de la multinacional Enel SpA (empresa pública italiana). En 2016, Endesa tenía 22.700 megavatios de potencia instalada: 4.700 hidráulicos; 7.600 de centrales térmicas convencionales (fuel, diésel, carbón); 3.300 megas nucleares; 5.400 megavatios en centrales de ciclo combinado que queman gas natural; y solo 1.700 en renovables y cogeneración.
Standard & Poors sostiene que la transición del modelo de remuneración basado en subvenciones al modelo más expuesto a las dinámicas del mercado es un signo de la entrada de la industria del sector en una fase más madura, en la que los costes de producción decrecen de la mano de la evolución tecnológica y las economías de escala. Según la consultora, la bajada de costes es evidente tanto en eólica como en fotovoltaica.
Frente a las mayores dificultades (en materia de financiación) que vislumbra en su informe S&P, la consultora fía el futuro a la mayor fiabilidad de las tecnologías y a la cada vez mayor experiencia del sector, virtudes que asegura "harán crecer el apetito de los inversores".
La consultora en todo caso no se moja en su conclusión final: las susodichas dificultades, combinadas con las restricciones presupuestarias que podrían empezar a limitar las ayudas gubernamentales a las energías renovables en toda Europa, podrían ser la señal -concluye el informe- de que estamos ante una nueva era para las energías renovables europeas: "el reto será encontrar el balance preciso entre el riesgo y el retorno para todos los actores".
De la lectura del informe cabría deducir así mismo que la reforma ejecutada por el Gobierno Rajoy ha creado un nuevo marco en el que la mayor incertidumbre está encareciendo el capital, lo cual beneficia a los prestamistas (bancos) y perjudica a los prestatarios (las empresas promotoras de instalaciones de generación de energías renovables) y a la ciudadanía (sobre la que finalmente acabarán repercutiéndose esos incrementos).
