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Pedro Mielgo

Auge y pinchazo de las renovables en España (II)

Segunda parte del análisis "Auge y pinchazo de las Renovables en España" que Pedro Mielgo ha elaborado para Libertad Digital.

Pedro Mielgo
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En la primera entrega, poníamos en contexto el auge de las energías renovables, explicando lo que es ese régimen especial en el plano regulatorio. Hoy, comentamos en qué consiste.

Nuevo régimen de la generación renovable

La nueva Ley del Sector Eléctrico introduce una novedad, el llamado principio de sostenibilidad financiera del sector eléctrico, que se define como la necesidad de mantener un equilibrio entre los costes de las actividades (precios de la energía y retribución de las actividades reguladas) y los ingresos (suma de los precios pagados por la energía en el mercado mayorista más los ingresos por peajes de acceso). En esta definición no se hace referencia al equilibrio financiero de las empresas, individualmente consideradas.

Los cambios principales que la nueva regulación introduce en relación con el régimen retributivo de la generación mediante tecnologías renovables, cogeneración y residuos (la nueva terminología para designar lo que hasta ahora se designaba como Régimen Especial, término que desaparece) son los siguientes:

  • Las instalaciones de generación vienen obligadas a vender su energía en el mercado mayorista. Desaparece la opción anterior de vender la energía a precio tasado (que incluía una prima o sobreprecio).

  • En función de sus características, y previa habilitación, podrán participar en los mercados de ajustes del sistema.
  • Se establece una retribución específica para las instalaciones que no puedan recuperar sus costes en el mercado mayorista, con una rentabilidad razonable. El objetivo de este principio es que las instalaciones que no puedan recuperar sus costes y competir en el mercado puedan hacerlo, obteniendo una rentabilidad razonable.
  • La rentabilidad razonable se establece como la media del rendimiento de las obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario en los 24 meses previos a cada período regulatorio. Esta rentabilidad es bruta, antes de impuestos, y se fijará por ley para cada período regulatorio.
  • Igualmente se fijarán al principio de cada período regulatorio los parámetros retributivos.
  • La regulación se fija para períodos regulatorios de seis años que, a su vez, se dividen en mitades de tres años, en que se pueden realizar ajustes si fuera necesario.
  • Para determinar la retribución específica se definen una serie de proyectos tipo o estándares, por tecnología, en función de determinados parámetros. Cada instalación existente encajará en uno de los proyectos tipo y así quedará fijada la mecánica de su retribución.
  • La retribución específica consta de un término de potencia (retribución a la inversión) y otro de energía (retribución a la operación). Excepcionalmente podrá establecerse un incentivo a la inversión a las instalaciones situadas en sistemas aislados (extrapeninsulares) si contribuyen a reducir el coste medio de generación (lo cual sucederá, pues el coste medio de generación de pequeños sistemas aislados es necesariamente más elevado que el de grandes sistemas continentales interconectados).
  • Para el cálculo de la retribución específica se considerará, para una instalación tipo, los ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado, los costes de explotación estándar necesarios para realizar la actividad y el valor de la inversión inicial de la instalación tipo, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada.
  • La retribución a la inversión queda establecida por decreto, mientras que la metodología para la retribución a la operación la fijará el gobierno mediante orden.
  • Cada instalación tendrá asignado un número de horas de funcionamiento mínimo y máximo con derecho a retribución específica.
  • Se introducen también mecanismos de ajuste de la retribución específica por variaciones en el precio del mercado y por las horas reales de funcionamiento de la instalación.
  • Los estándares de instalaciones tipo se establecen mediante orden (el borrador de la misma se remitió a la CNMC para consulta a primeros de febrero).

Como puede verse, se introducen conceptos nuevos y, en conjunto, el sistema es muy diferente del anterior. A la diferenciación entre ambos sistemas contribuye también la nueva terminología. Pero la clave está en el impacto económico sobre los propietarios y operadores de las instalaciones.

Impactos

Puesto que un objetivo esencial de la reforma es la reducción del déficit de tarifa, hasta su eliminación, tratando al mismo tiempo de evitar un encarecimiento del precio final, se ha optado por actuar sobre los costes del sistema, es decir, sobre la retribución de las actividades reguladas y de la generación mediante tecnologías renovables, cogeneración y residuos, reduciéndola. El primer impacto es, por lo tanto, una reducción de ingresos.

En consecuencia, se produce una reducción de la rentabilidad de las instalaciones. Los planes de negocio originales pueden verse alterados considerablemente. La cuantía de la reducción de los ingresos depende de los parámetros que definen cada instalación o, más exactamente, del proyecto tipo que le corresponda. Conviene recordar que la nueva rentabilidad razonable (bono a 10 años más 300 puntos básicos) equivale a cerca del 7,5% antes de impuestos (del orden del 4,5% después de impuestos), que sin duda es inferior a la que obtenían o esperaban la mayoría de las instalaciones hoy en operación (si no fuera así no se habría producido el espectacular efecto llamada de los años 2004 a 2008, e incluso después).

La consecuencia inmediata de la reducción de ingresos y de rentabilidad es la posible dificultad para el repago de la deuda o para mantener las coberturas requeridas por los contratos de financiación.

La rentabilidad razonable citada se calcula sobre toda la vida de la instalación, por lo que las que hayan obtenido un exceso de rentabilidad hasta ahora pueden no recibir más ingresos en concepto de retribución específica (aparte del precio de mercado mayorista por la energía producida), con lo que buena parte de la rentabilidad futura esperada desaparece.

Aerogeneradores | Corbis

En estas condiciones, es probable que algunas –o muchas– instalaciones se vean obligadas a negociar una refinanciación para poder mantener las coberturas, ampliando el plazo estipulado inicialmente. Este puede ser el caso de instalaciones eólicas. En otros casos, como las instalaciones fotovoltaicas, en que se ha dado un mercado secundario importante, los promotores y propietarios originales vendieron los proyectos a un precio ligado a la rentabilidad esperada en aquel momento, es decir, muy superior a la que determina este nuevo marco legal, por lo que muy probablemente, habrá no pocos casos en que los propietarios tengan que resignarse a perder el capital invertido para poder devolver la deuda, o quizá ni siquiera así consigan hacerlo, y tengan que declarar default.

Puede haber inversores interesados en comprar estos activos a precios de ganga, haciendo los números al revés, es decir, fijando la rentabilidad que esperan y ofreciendo el precio correspondiente. También puede ser que ese precio no sea suficiente por sí mismo para hacer viable el proyecto sin una quita por parte de los bancos financiadores. En los próximos meses, una vez se consolide en el BOE la nueva regulación, habrá movimientos en esta nueva ola del mercado secundario.

Una consecuencia importante del nuevo escenario es la litigiosidad. Los afectados por la pérdida de ingresos o, en última instancia, de patrimonio buscarán apoyo legal para reclamar por los daños que consideren haber sufrido. Algunas asociaciones y empresas ya lo han anunciado. Sin duda otras seguirán el mismo camino. Puede haber diversas apoyaturas jurídicas para estas demandas, que tendrán que dirimir los tribunales o las instituciones de arbitraje internacionales. Sin duda, la más atractiva puede ser la retroactividad. Es sabido que el Tribunal Supremo ha confirmado la legalidad de la llamada retroactividad impropia, figura que subyace en la nueva regulación. Pero algunos argumentan que se ha ido más allá y que puede hablarse de retroactividad propia, que no tendría amparo legal. En cualquier caso, a lo largo de los próximos años iremos viendo cuál es el desenlace de cada demanda.

Finalmente, está por ver si el nuevo marco ofrece una rentabilidad atractiva apara nuevas instalaciones. En este punto, hay que tener en cuenta que no es lo mismo estimar una rentabilidad para una instalación existente, que ya no tiene control alguno sobre el coste de inversión (el más importante) sino sobre los de explotación, que son una parte mínima del coste total. En cambio, para una nueva instalación, el promotor siempre puede intentar negociar precios de los dos capítulos importantes: los aerogeneradores y la construcción, por lo que puede obtener una rentabilidad superior a la estimada en el proyecto tipo. La rentabilidad e las nuevas instalaciones, por lo tanto, está todavía en el aire.

En cualquier caso, el actual exceso de capacidad de generación del sistema español peninsular hace prever que no habrá inversión en nueva capacidad por algún tiempo. Primero hay que digerir el atracón que nos hemos dado en la última década. Además, si el objetivo de España para 2020 es equivalente a un 42% de la generación eléctrica de fuentes renovables, en 2013 ya se alcanzó ese objetivo, y con la potencia renovable ya aprobada y aún pendiente de entrar en operación el objetivo no está en riesgo, por lo que no hay urgencia en incentivar la generación renovable a corto plazo.

Dos operadores montan células fotovoltaicas en una fábrica | Corbis

¿Una oportunidad política?

No se puede terminar esta nota sin hacer referencia a una última cuestión de gran importancia. Los continuos cambios regulatorios que se han venido produciendo en España desde 2009 en el sector eléctrico han ido creando una percepción de inestabilidad regulatoria que ha perjudicado a nuestro país. reduciendo su atractivo como destino de inversión. Ciertamente, no es España el único país europeo que ha introducido cambios regulatorios en relación con las energías renovables, ni mucho menos. Pero el foco de atención de la comunidad financiera se ha centrado aquí, como ocurre a menudo. El FT o el WSJ prefieren llenar páginas con los problemas de los países del sur de Europa mientras corren un piadoso velo sobre las vergüenzas de otros. Pero es necesario ser conscientes de esa realidad y actuar en consecuencia.

En un mundo en que la competencia entre países es un elemento esencial de las nuevas reglas de juego, la política de comunicación es infinitamente más importante que en el pasado. Equivocarse o fracasar en la comunicación de una política es tanto como fracasar en la definición de la misma política. O, al menos, tiene consecuencias igualmente graves en el corto y medio plazo.

A pesar de todo, la nueva regulación puede ser una oportunidad política. Lo será verdaderamente si demuestra su estabilidad, si los cambios que se produzcan –que se producirán– son únicamente ajustes menores y mejoras necesarios, si de ahora en adelante se evita la precipitación y la improvisación y si se tienen en cuenta las opiniones externas, no políticas, que proporcionen una visión exenta de sesgos, si los procesos de consulta proporcionan tiempo para discutir con calma cualquier nueva norma.

Y lo será, sobre todo, si la reforma aún en curso se completa con la definición explícita de unas líneas de política energética que definan un mix (orientativo) de potencia a largo plazo que sirva de guía a los agentes y a los inversores. Lo que no puede repetirse es que los dos ciclos de inversión que se han llevado a cabo en los últimos doce años hayan acabado fuera de control y con un coste innecesario y disparatado, y hayamos necesitado años para conseguir poco más que un rosario de acusaciones de unos a otros y un exceso de potencia instalada que tardaremos muchos años en digerir y en rentabilizar. Mientras tanto, todo eso nos está costando cerca de diez mil millones al año.

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