martes, abril 23

Estos son los dueños de la energía renovable que produce y consume España | Negocios

Está escrito en la biblia española de los negocios: en el principio fue el ladrillo. El ladrillo eran beneficios y el ladrillo lo era todo. Hasta que la quiebra de Lehman Brothers apuntilló a un sector que estaba al límite. Los señores del cemento supervivientes se pasaron a la luz, se unieron a los señores de la energía y todos juntos descubrieron la siguiente gran oportunidad: las renovables. En realidad, no fue muy difícil. Todos los informes de prospectiva señalaban hacia el mismo punto: los inmensos beneficios potenciales de la apuesta por las renovables y la lucha contra el calentamiento global. La fiebre subió tanto que en 2012 el Gobierno del PP decretó la suspensión de las primas a las nuevas instalaciones verdes. De paso, convirtió a España en el país más demandado ante el tribunal de arbitraje del Banco Mundial (Ciadi). La partida sigue. Con el Gobierno de Pedro Sánchez la apuesta renovable resucitó. Pero, ¿quiénes compiten? ¿Quiénes son los señores de las renovables?

No hay una única liga. Compiten distintas divisiones. Están las grandes energéticas (utilities) de siempre; están las empresas de gas y petróleo atareadas en “limpiar” su imagen (greenwashing); hay compañías extranjeras, dominantes en sus lugares de origen a la busca de hueco en España —Engie, Eni-Plenitude Iberi, EDF-Edison—; hay también empresas medianas, en la mayoría de los casos de origen familiar, y, por último, aparecen los fondos de inversión, de todo tipo y condición.

A vista de pájaro, la superficie del negocio no ha cambiado demasiado. Hace un lustro, un estudio realizado para la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica (Anpier) detallaba cómo un puñado de compañías —apenas dos decenas— del sector eólico y termosolar controlaban la mayor parte del negocio renovable. En lo más alto del podio se encontraba Iberdrola (15% de la generación renovable), seguida de Acciona (13%) y Enel Green Power-Endesa (6,4%). En 2023, el mapa empresarial renovable sigue dominado por prácticamente la misma media docena de grandes compañías (Iberdrola, Endesa-EGPE, Acciona, Naturgy, Capital Energy, X-Elio) más unas pocas firmas con carteras de proyectos importantes como Renovalia y Forestalia. En la fiesta participan, además, cientos de pymes que desarrollan proyectos pequeños. Y todo el negocio apuntalado por fondos británicos, estadounidenses y noruegos que persiguen retornos muy altos.

Bajo la superficie, en el espacio menos iluminado de la tramoya que manejan consultoras y bancos de negocios se mueven los fondos inversores. En España están todos los grandes conocidos de Wall Street y alrededores —Goldman Sachs, EIP, JP Morgan, el canadiense Brookfield— y decenas de instituciones con estrategias y plazos muy diferentes. Hay fondos con interés en crear plataformas de renovables con retornos estables y seguros, pequeñas asociaciones de ahorradores de la UE, family offices no demasiado transparentes y fondos que buscan rentabilidad de forma rápida. Estos son los más agresivos a la hora de sacar la cartera. No están interesados en crear flujo de ingresos, sino en obtener y repartir beneficios.

Paneles solares y molinos de viento en el municipio navarro de Milagro.ANDER GILLENEA (AFP / Getty Imag (AFP via Getty Images)

La compra de activos para venderlos en el corto plazo —rotación de activos— explica la agitación de los últimos años. Sólo entre diciembre de 2022 y febrero de 2023 (datos de TTR Data con iDeals) se llevaron a cabo 40 nuevas operaciones de compraventa. Además, se lanzaron nuevos vehículos de inversión por parte de Alantra y Solarig y se creó una nueva gestora internacional de capital riesgo para proyectos renovables (Frontier). Un no parar. Es lo que explica que España, según la consultora EY, se mantenga en la octava posición de la lista de países más atractivos del mundo para invertir en energías renovables; tiene instalados 70 GW verdes de todas las tecnologías y otros 60 GW en tramitación.

El movimiento, aseguran en el sector, tocó techo a finales de 2022 con la compra por Repsol de Asterion Energies por 560 millones. Asterion gestiona una cartera de activos renovables de 7.700 MW en España, Italia y Francia. Desde entonces, la situación ha cambiado. Lo recogen los informes de analistas sobre algunas empresas renovables cotizadas de tamaño medio que no han alcanzado los objetivos previstos en la captación de capital. Incluso las grandes compañías de petróleo y gas, que compraban renovables, y de paso imagen, han variado el rumbo algunos grados porque sus inversores —también fondos— exigen márgenes similares a los que proporcionaban los hidrocarburos y en algunos casos venden activos verdes. Repsol y Cepsa, entre otras, están en esa estrategia.

“¿Qué está pasando con las renovables?”, se preguntan los analistas de Banco Santander en su informe sobre Greenalia, “en nuestra opinión, una combinación de tipos de interés al alza y una corrección en los precios del pool [mercado mayorista eléctrico] en España ha llevado a un sentimiento negativo sobre las pequeñas compañías desde febrero de 2023″. En su opinión, “solo la oferta pública de adquisición [del fondo Antin] sobre OPDEnergy ha suavizado la espiral negativa”.

Los precios han caído. Lo que se vendía a 250.000 euros por MW, se ofrece ahora a 150.000. “El poder de mercado ha pasado al comprador”, apunta Juan Carlos Badillo (ATZ Advisor). Y los compradores son fondos con liquidez abundante que sacan partido al desplome de precios. Así está la situación: la Bolsa valora a la baja los activos de las empresas verdes; los tipos de interés han subido; la financiación se ha complicado, y hay dudas sobre el crecimiento del sector. Por eso los fondos aprovechan para hacerse con el control de compañías cotizadas a buen precio y las sacan del mercado.

Vicente Jorro, socio fundador de Aegere Energy & Infrastructure Partners, coincide con Badillo: “Los inversores, que son menos que antes, están empezando a coger poder de negociación”. Las razones son varias: el paquete legislativo aprobado en EE UU a favor de las renovables el pasado año (Ley de Reducción de la Inflación) que atrae más inversión hacia el otro lado del Atlántico; el aumento de la oferta por la cantidad de proyectos aprobados en España a principios de año y la sensación de que el corto plazo se presenta difícil si no hay cambios en la regulación para hacer frente a fenómenos como el curtailment (desajuste entre la oferta y la demanda) y su impacto en los precios.

Trabajadores en una planta de coches eléctricos. 
Trabajadores en una planta de coches eléctricos. Jan Woitas (picture alliance / G (dpa/picture alliance via Getty I)

Son corrientes subterráneas con impacto en las grandes inversiones. Esas corrientes sacaron de Bolsa a la vasca Solarpack —de las familias Galíndez e Ybarra Careaga—, adquirida por el fondo sueco EQT a Opdenergy, comprada en opa amistosa por el fondo francés Antin, y a Greenalia. Los socios mayoritarios de esta última compañía, Manuel García y José María Castellano, abandonaron los planes para saltar del BME­Growth al mercado continuo dada la deriva del mercado. Por resumir: las empresas apostaron por salir a Bolsa para levantar capital a corto plazo, pero como las valoraciones no fueron las previstas y los objetivos no se cumplen, los fondos han entrado decididamente en la puja. Compran por encima del precio en Bolsa, pero adquieren activos que a medio plazo son una apuesta segura.

Nuevos actores

“Hay fondos de todo tipo”, señala el director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables APPA, José María González Moya. “Grandes fondos y fondos medios que nadie conoce pero que tienen muchos proyectos, aunque no es fácil seguir la evolución. No existe un registro único al margen del ministerial, que es muy complejo”. Entre los más destacados, por número de operaciones y capital desembolsado —además de los grandes de Wall Street—, figuran el británico Foresight Solar Fund Limited; Plenium Partners Asset Management, perteneciente al grupo especializado en activos de renovables y que administra más de 800 millones de euros en cinco fondos diferentes, y el fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP). Copenhagen tiene presencia en España desde hace tres años a través de cuatro fondos, y oficinas en Madrid, CIP viene desarrollando una de las carteras de proyectos de renovables más importantes del sector, con una capacidad por encima de los 6,5 GW en desarrollo.

“Hay otros fondos que están intentando entrar”, asegura Carlos Solé, responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG, “pero no sólo en renovables, también en biogás o hidrógeno. Apuestan por una inversión más amplia de lo que puede ser una plataforma de producción de renovables”. El sector se ha convertido en una torre de Babel en la que gestoras y fondos quieren estar presentes para no perder oportunidades. Hay instituciones norteamericanas; grandes gestoras de pensiones estadounidenses y canadienses como GIP, CDPQ, Brookfield o ISQuared y vehículos de inversión menos conocidos que han tomado posiciones de forma más o menos discreta, como los mexicanos de Sancus Capital Partner —dueños del hotel Villamagna en Madrid—.

El mercado se agita. En lo que va de 2023 hay 8 GW que han cambiado de manos, según cuentas de consultoras como KPMG. No son nuevas capacidades, sino rotación de proyectos. Cambios de cromos con beneficios de por medio. A corto plazo puede haber nubarrones, “pero seguirá habiendo apetito por crecer”, explica Solé. La cuestión es con qué tecnología. “Hasta ahora ha habido mucho desarrollo solar”, añade el experto de KPMG, “y ese apetito de crecimiento que muestra el nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) puede llevar a una situación de precios complicada de entender”.

Según la última revisión de planes, aprobada en junio, las energías renovables aportarán en 2030 el 81% del consumo eléctrico —antes, el 74%—, de tal forma que su peso sobre el total de energía consumida (no solo electricidad) será del 48%. Para conseguir el objetivo, crece la apuesta por la energía fotovoltaica, de 39 GW a 76GW y por la eólica, de 50GW previstos a 62. Pero hay un problema, el almacenamiento crece en mucha menor proporción: pasa de 20 a 22 GW, incluidos los bombeos (almacén de aguas a diferentes alturas), baterías y centrales termosolares incluidas.

Habrá que ver cómo juega la hibridación (producción de energía con diferentes tecnologías) el almacenamiento o la propia eólica. Al final, todo dependerá de la regulación. Es un camino complejo. Las promotoras de proyectos fotovoltaicos y eólicos han de superar varias etapas burocráticas hasta la entrada en operación de las plantas, como la declaración de impacto ambiental (DIA) favorable y la autorización administrativa de construcción, cuyo plazo se ha ampliado seis meses, hasta enero de 2024. Pero hay otro límite. Las instalaciones deberán estar efectivamente funcionando antes del 25 de junio de 2025. Todo construido en dos años.

Los expertos en energía lo ven difícil. Teóricamente, el potencial en enero listo para construir podría alcanzar los 25-30 GW. Una cantidad enorme si se tiene en cuenta que el total instalado son 120 GW. Incorporar tal potencia en dos años en el mercado parece una tarea imposible. Todo va a depender de hasta dónde se aflojen las riendas regulatorias. Porque desarrollar un proyecto grande en dos años es muy complicado.

Planta de hidrógeno verde en Puertollano (Ciudad Real).
Planta de hidrógeno verde en Puertollano (Ciudad Real).VALENTIN BONTEMPS (AFP / Getty I (AFP via Getty Images)

Contratos clave

Según las empresas de renovables, en el mercado español va a haber una ola de conexiones de proyectos pese a que muchos no se van a poder financiar porque no han firmado contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA). Los PPA son la clave. Según esas mismas previsiones, en dos o tres años el ritmo de conexión de parques se va a frenar; y se reactivará cuando entren en escena las baterías de almacenamiento de ion-litio; cuando haya más bombeo y cuando se pueda mover la energía producida en horas de sol y viento a momentos en los que no hay producción. Otro factor importante para el futuro del sector será el coche eléctrico. Todo ello va a aumentar el pico de consumo energético. El récord de consumo está en 44 GWh. Ese récord se va a batir. Y la consecuencia será la introducción de más inversión en energía renovable. Más madera para la torre de Babel.

“Va a haber un exceso de energía en las horas punta de sol”, apunta Vicente Jorro (Aegere Energy), vicepresidente también de Asealen (Asociación Española de Almacenamiento de Energía), y eso afectará a los precios. “El nuevo PNIEC está intentando combatir el riesgo, pero llegamos tarde; Estados Unidos y el Reino Unido llevan tres años y medio con este asunto, pero nuestro regulador tarda en moverse. El PNIEC estima que necesitamos 19 GW de almacenamiento (sin termosolares), pero es una utopía porque es necesario instalarlos en un plazo muy corto. En dos o tres años nos vamos a encontrar con muchas plantas construidas y no hay un sistema de almacenamiento masivo”, explica. La consecuencia: riesgo de curtailment —paradas de producción de plantas renovables por desajustes entre oferta y demanda— y precios bajos; y la amenaza: estragos en los números de muchas plantas.

La transición energética, tanto en España como en la UE, necesita inversión y la inversión necesita obtener rentabilidad. Equilibrar el juego no es fácil. La reforma del mercado energético en la UE es fundamental para encontrar una fórmula adecuada. Ya no hay la abundancia de capital del pasado y Europa necesitará al menos 500.000 millones en generación eléctrica renovable para triplicar la capacidad instalada en los próximos siete años. El problema es cómo asegurar los ingresos de las plantas que pongan en marcha los financiadores. Los PPA son la clave, pero de momento es un juego reservado a los grandes compradores de energía. Extender ese tipo de contratación a agentes de menor tamaño es importante para que no caiga el ánimo inversor.

Otra medida que maneja Bruselas es la implantación de contratos por diferencia. Se distinguen de un acuerdo comercial en que se firman entre un productor de electricidad y una autoridad estatal por un periodo de hasta 15 años. Los firmantes negocian una horquilla —o corredor— dentro de la cual pueden fluctuar libremente los precios de la electricidad. Si los precios de mercado caen por debajo de la banda, el Estado está obligado a compensar al productor, pagando de hecho las pérdidas comerciales. Si los precios de mercado superan la banda de fluctuación, el Estado tiene derecho a captar los ingresos excedentarios obtenidos por el productor y usar el dinero extra para ayudar a hogares y empresas. Por eso la Comisión Europea denomina a estos contratos por diferencias “bidireccionales”, porque funcionan tanto cuando los precios suben como cuando bajan.

El camino parece trazado. La inversión en energías renovables superará este año a la inversión en combustibles fósiles, según el estudio World Energy Investment 2023 publicado hace tres meses por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que calcula que se invertirán con fines energéticos en torno a 2,8 billones de dólares en 2023. De ellos, más de 1,7 billones irán a las energías renovables, nuclear, vehículos eléctricos y mejoras de eficiencia. El resto, casi un billón, a petróleo, gas y carbón.

Se invierte más en energía verde. Por cada dólar destinado a combustibles fósiles, van 1,7 dólares a las energías limpias, según la AIE. La proporción en el último quinquenio era de dólar por dólar. Entre 2021 y 2023, la inversión verde ha aumentado un 25%. Y tiene dueños. Una Babel de propietarios.

Canibalismo y ‘curtailment’, dos pesadillas

Canibalismo y curtailment. Podrían ser los términos de un guion para películas de terror de bajo presupuesto. Pero no. Son las dos expresiones —caras de la misma moneda— que más preocupan a grandes y pequeños inversores, los dueños del negocio de las renovables. El “efecto caníbal” describe el momento concreto de un día en el que las renovables —eólica y fotovoltaica— producen energía tan por encima de la demanda que hunden los precios, por lo que generar electricidad no sale a cuenta. Algo así como merendarse la cena.
Dicho de otro modo, es el miedo, especialmente en el sector eólico, a que durante las horas centrales del día, cuando los parques fotovoltaicos estén produciendo electricidad, no solo tengan que parar sus propias plantas, sino que el precio tenga números negativos. En el sector aseguran que en 2026 va a ocurrir sistemáticamente en las horas solares. Por eso hay que incrementar el consumo especialmente en esas horas y regular la entrada de potencia adicional de generación en función de la demanda, añaden.
Otro término que preocupa a los inversores es el curtailment. Tiene que ver con la intermitencia tanto del sol como del viento. No siempre luce el sol y, además, su intensidad varía. Lo mismo sucede con el viento. Por esa razón hay momentos en los que se produce más energía de la que se demanda. Ese desajuste entre producción y demanda se denomina curtailment. Un exceso de energía que no se aprovecha. La pesadilla del ingeniero, el terror del empresario, la desazón del inversor.
El desajuste lo gestiona Redeia, el operador del mercado que interrumpe la producción de las plantas fotovoltaicas y eólicas en los momentos en los que es necesario. El curtailment se relaciona con la curva del pato, un término creado hace diez años en California que describe cómo el crecimiento de la generación solar conlleva ese riesgo de desajuste entre producción y demanda. La solución, en todo caso, pasa por el desarrollo del almacenamiento.

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