Alerta roja en el sector renovable: la caída de precios amenaza la inversión y la transición verde

El sector de las renovables ha pasado de ser la gallina de los huevos de oro, cuando los precios de la energía alcanzaron su máximo histórico en 2022, a ser uno de los principales sospechosos de burbuja financiera que de un momento a otro podría reventar, dado el hundimiento del mercado mayorista de la electricidad.

De niveles consistentemente superiores a los 200 euros por MWh, como ocurrió tras el estallido de la guerra en Ucrania, se ha pasado a muchas horas donde la retribución del mercado es cero, incluso dándose la paradoja en algunos momentos en que dicho precio es negativo. La consecuencia ha sido el abril con la electricidad más barata —siempre a nivel mayorista— de la historia.

Y con este nivel de precios, los grandes compromisos de inversión se están poniendo cada vez más en duda, lo que ha hecho saltar todas las alarmas entre los expertos del sector. De hecho, algunos ya han detectado entre capitales foráneos la fuerte bajada de interés por la fotovoltaica pura que no cuenten con sistemas de almacenamiento o hibridación. La temida curva de pato que cada vez es más pronunciada. Las horas centrales del día, donde la energía solar alcanza su plenitud, hunde la retribución del mercado, con lo que la instalación masiva de esta tecnología está canibalizando la rentabilidad. Las lluvias y la subida de los embalses intensifican el descenso de precios gracias al respaldo de la energía hidráulica.

"Estamos comprobando cómo los compradores tienen ahora un interés creciente por el sector eólico en comparación con el sector fotovoltaico que, en estos últimos años, había acaparado buena parte de las operaciones en España", advierte Ignacio Paz, socio del bufete de abogados White & Case con larga experiencia en la gestión de inversiones en el sector de la energía.

"La bajada [de precios de la luz] es, desde luego, una buena noticia siempre que no ponga en riesgo la viabilidad económica de las inversiones", añade este abogado acostumbrado a trabajar con grandes fondos internacionales interesados en el mercado español desde su etapa en Linklaters y Herbert Smith Freehills.

La amenaza de los precios está poniendo nerviosos a muchos desarrolladores. A la bajada de precios, lo que hunde la previsión de ingresos, se añaden unos costes de financiación de los proyectos en los niveles más elevados de los últimos años, dada la subida de los tipos de interés, lo que aún genera más incertidumbre por la restricción del crédito. Empiezan a saltar por los aires las proyecciones de rentabilidad. La incertidumbre no ayuda a pensar que el banco más activo en project finance, Banco Sabadell, puede acabar en manos de BBVA, con mucha más aversión al riesgo y menos propenso a financiar los proyectos de más riesgo.

Bancos y fondos, obligados a reevaluar

Manuel Mingot, socio de Squire Patton Boggs, señala que "la bajada de precios con escenarios de precios horarios cero o negativo en el mercado ibérico de electricidad (los más bajos de la historia del mercado) durante el mes de abril dificulta la financiación de los proyectos de energías renovables con retribución ligada a la venta a mercado (merchant, según la jerga sectorial), ya que los bancos y los fondos se ven obligados a reevaluar las previsiones de las curvas de precios de electricidad a largo plazo y a exigir garantías adicionales a los desarrolladores". "Con los precios registrados durante el pasado mes de abril no es posible cubrir los costes de generación, ya que con la venta de energía a los precios del mes de abril no es posible cubrir los costes de inversión", añade Mingot. De hecho, ya hay cierta retirada. Por ejemplo, el desarrollador sueco de renovables OX2 ha plegado velas y está desinvirtiendo sus proyectos en España, tal y como ha desvelado El Confidencial. Solo dos años después de entrar en España con fuerte ambición, han preferido virar hacia otros mercados.

La cuestión ya es transversal y no sólo afecta a nuevos proyectos, sino que también golpea a las instalaciones con prima, conocido como Recore, donde también están las grandes empresas. Ante la alerta que se está generando en el mercado, la asociación de renovables APPA, presidida por un alto directivo del gigante de la energía limpia Acciona, convocó esta semana a algunos de los mayores expertos del sector en la sede de Cuatrecasas para compartir sus experiencias con los precios cero y el impacto que está teniendo sobre las renovables.

"La situación de bajada de precios de la electricidad afecta también a las instalaciones del Recore con retribución regulada en la medida en que la venta de energía en el mercado a precio cero se descuenta y excluye para el cálculo de las horas de funcionamiento de la planta que se toman en consideración para las correcciones de los ingresos anuales procedentes del régimen retributivo específico", explica Mingot, que también está especializado en reestructuraciones de empresas en apuros.

"Los bancos y los fondos se ven obligados a reevaluar las previsiones [...] y a exigir garantías adicionales a los desarrolladores"

El director de la consultora energética Afry, Javier Revuelta, realizó un análisis de precios ante los expertos preocupados por la situación para concluir que si no se introducen cambios sobre la regulación actual, los bajos precios "ralentizarán la transición energética". Todos los expertos interesados en desencallar proyectos millonarios saben que actualmente los bajos precios de la electricidad en el pool está suponiendo un freno y piden soluciones.

"Es evidente que 13,67 euros por MWh no son suficientes para compensar los costes de la generación en ninguna de las tecnologías y, en consecuencia, más temprano que tarde desincentivarán la inversión en el sector industrial tal vez más estratégico que está desarrollando España por sus seis beneficios: descarbonización de la economía, reducción de la dependencia energética, abaratamiento de los precios de la energía, creación de un nuevo sector industrial, generación de empleo y producción de actividad en la España vaciada", advertía hace pocos días Juan Béjar, presidente de Bruc, una de las plataformas independientes de energías renovables más destacadas en España. "La consecución de los objetivos contemplados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), probablemente la iniciativa legislativa más notable y ambiciosa del actual gobierno, no se podrían cumplir si se produjese un parón en la inversión en nueva generación de energías limpias", advierte Béjar, empresario de larga trayectoria en el mundo de las renovables y de la gran empresa de infraestructuras.

Paz, de White & Case, advierte de que "resulta muy importante añadir al sistema eléctrico plantas de almacenamiento de energía que permitan que la generación y el consumo no sean necesariamente coincidentes. Por eso es necesario un marco regulatorio claro y estable que incluya pagos por capacidad que aportarían previsibilidad de ingresos para acometer las inversiones en almacenamiento. De esta forma, las instalaciones de almacenamiento estarían disponibles para cubrir los momentos en los que, bien sea por falta de viento, sol o agua, principalmente, no sea posible que las plantas renovables puedan generar electricidad que resulta muy importante para aportar seguridad de suministro al sistema. Sin esa regulación será muy difícil conseguir determinados objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para el año 2030: que el 74% de la electricidad consumida provenga de fuentes renovables y que el incremento en la potencia de almacenamiento alcance 20 GW también en ese mismo año".

"Sin regulación será muy difícil conseguir determinados objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para el año 2030"

"La mayoría de los expertos y asociaciones coinciden en la necesidad de avanzar en los proyectos de almacenamiento de energía para acumular la electricidad vertida en horas punta de gran oferta y revender en las horas valle, si bien el Gobierno de momento considera que no es necesario establecer un sistema de pagos por capacidad para que los proyectos de baterías empiecen a ser rentables en el mercado español", añade Mingot, de Squire Patton Boggs.

En este contexto, ya hay algunas empresas que tiene claro que la fotovoltaica pura no servirá y han puesto todo el foco en el almacenamiento. Este es el caso de Grenergy. La compañía liderada por David Ruiz de Andrés cuenta con un proyecto pionero de fotovoltaica con almacenamiento en el desierto de Atacama, el Chile. La inversión está llamando la atención incluso de grandes inversores y financieros de la Citi de Londres.

Pero Atacama no es España. La irradiación solar allí es próxima a las 3.000 horas anuales, por las menos de 2.000 que hay en España. Su esperanza es que, al igual que ocurrió con los paneles fotovoltaicos, las baterías bajen de precio y hagan rentables los proyectos en España. Su apuesta es decidida, la firma cotizada cree que el EBITDA de un parque solar con almacenamiento multiplica por cinco el de uno sin dichas baterías. Para todo ello, tiene un acuerdo con BYD, el fabricante de baterías chino que está liderando esta tecnología a nivel mundial.

Subvencionar el almacenamiento, gestión de la demanda con más electrificación, subastas de precio… las soluciones propuestas para que los inversores en renovables sigan incentivados son diversas. Sin embargo, el Gobierno tiene el difícil reto de lograr profundizar en la descarbonización con más renovables y mantener unos precios bajos y que podrían ser los más competitivos de Europa en el medio plazo. Un escenario que invita a pensar que en un futuro no muy lejano se diera la localización de gran industria en España dada esa ventaja competitiva, por lo que el Ejecutivo debe hilar muy fino.

"Para los consumidores es siempre una buena noticia (en referencia a los bajos precios de la luz), pero lo que es bueno para el comprador no suele serlo para el vendedor, y necesitamos seguir invirtiendo en renovables", señalaba hace pocos días Nemesio Fernández-Cuesta, uno de los referentes en materia energética en España, que pide no acabar con la ventaja que podría suponer tener precios más bajos que el resto de Europa.

"Podemos equivocarnos y tomar un atajo: garantizar una rentabilidad mínima a las inversiones en renovables a través de subastas. Con toda la producción vendida a precio fijo, no habrá mercado a plazo ni inversión en almacenamiento. Ambas iniciativas serán innecesarias. El inversor ya tendrá la vida resuelta. Podemos insistir en el error y subvencionar permanentemente las baterías y el bombeo, pero subvención tras subvención, acabaremos matando nuestra ventaja competitiva, porque las subvenciones hay que pagarlas y, como siempre, todo acaba en la tarifa", añadía el expresidente de Repsol, expresidente de Eolia Renovables y quien fuera alto cargo en la Administración en puestos de responsabilidad en política energética.