Fuente: Cinco Días
Preocupación (otra vez) en las renovables. Primero, por la intención del Gobierno de revisar a la baja la rentabilidad razonable (en el 7,39%) de los parques eólicos o fotovoltaicos a lo largo de su vida útil (20 años), una vez concluido, en diciembre de 2019, el periodo regulatorio de seis años que establece la Ley del Sector Eléctrico. Y segundo, por su deseo de modificarlo mediante una orden ministerial en vez de por el Congreso, tal y como establece la norma si se decide una corrección y no su prórroga.
Ya en junio, el ministro de Energía había mostrado sus primeras cartas. En una comparecencia en la Comisión de Energía, Turismo y Agenda Digital del Congreso, Álvaro Nadal desvelaba que el Ejecutivo contempla disminuir dicha compensación a partir de 2020 –cuando inicia la nueva etapa regulatoria–, con la justificación de favorecer un descenso de hasta un 10% en la factura de electricidad.
Pero la incertidumbre empresarial ha crecido desde mitad de septiembre, con caídas en Bolsa incluidas las grandes del Ibex. Un informe de Goldman Sachs, tras una reunión con el secretario de Estado de Energía, alerta de que, además de rebajarla, el Gobierno quiere hacer la modificación vía Consejo de Ministros, sin los votos de todos los partidos políticos.
Este documento –que no se ha hecho público pero que sí es conocido entre inversores y agentes–, calcula también que la rentabilidad razonable puede bajar hasta el 5%, del 7,39% actual. Esto puede suponer un recorte de ingresos de cerca del 25% para el sector eólico y, por extensión, para el resto de las fuentes verdes, señalan desde la Asociación Empresarial Eólica (AEE), con 200 socios.
“El informe de Goldman está generando bastante ruido. Por un lado, preocupa el riesgo regulatorio. Por otro, que los nuevos proyectos tendrán que financiarse con un flujo de caja superior. Al parecer, el Gobierno quiere evitar otra burbuja, dejar claro que no hay garantía de por vida, pero la interpretación es incorrecta”, cuentan fuentes jurídicas.
De ahí que Goldman sugiera mantener las acciones en los casos de Acciona, Enagás e Iberdrola, y vender en los de REE, Gas Natural Fenosa,Endesa yEDP (estas dos últimas, las menos favoritas). “Es una noticia negativa que pone en riesgo la viabilidad de muchos parques fotovoltaicos. Es otro ataque a nuestro sector”, cree José Donoso, director de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), con 250 compañías.
Mecanismo
Tras la reforma de 2013, que incluyó un recorte renovable de 1.700 millones en ingresos, se fijó este mecanismo de retribución para que las instalaciones anteriores al cambio legal fueran competitivas. Toma en cuenta la coyuntura económica, la demanda y los precios del mercado eléctrico y, si se produce una desviación de costes, se compensa a las empresas.
La tasa está ligad al bono del Estado a 10 años más un diferencial de 300 puntos básicos, recoge la norma, que también contempla una prorroga –para algunos, el Ejecutivo había dado garantías de dejarla en el 7,39%– o su corrección mediante un anteproyecto de ley. La de 2020-2025 será la segunda etapa normativa, ya que la primera es la de 2014-2019.
Pero como el tipo ha caído al 1,5%, con esta fórmula la compensación será del 4%, cifran en Unef. “Habíamos advertido de que el sistema no está bien pensado porque es anticíclico. Cuando España va bien se reducen las primas y si va mal, suben. Debe considerarse el coste de financiación de las empresas, no el de España”, opinan en AEE.
LOS EFECTOS DE SU APLICACIÓN
Eólica. La patronal AEE dice que afectará a la financiación de los nuevos proyectos, al endurecerse las condiciones por los riesgos imprevistos. Aunque todavía no les consta que eso suceda. Puede conducir a arbitrajes contra el Ejecutivo, lo que llevaría a un aumento de los costes de electricidad, al sufragarse a través de la factura. Y añaden que es incompatible con la propuesta de directiva renovable europea 2020-2030. “Esto generaría una nueva reducción de ingresos sobre el recorte inicial y sería la segunda vez en la década en la que se modificaría el valor, afectando la percepción del inversor sobre España”, comenta Juan Diego Díaz, director de marketing onshore de Siemens Gamesa.
Fotovoltaica. Recaerá en los propietarios. “Se verán obligados a refinanciar sus proyectos, con mayores costes financieros y que, en algunos casos, pueden llegar a perder su capital social”, advierte José Donoso, director general de Unef, quien habla de “institucionalización de la inseguridad jurídica”. Y confirma que los proyectos renovables que operan a precio de mercado sí tienen dificultades para la financiación a largo plazo por la dificultad de prever su variación a 20-25 años.
Soluciones. Una de las salidas es establecer contratos a largo plazo de compraventa de energía (PPA o power purchase agreement), mediante los cuales un productor y un cliente fijan un precio para la electricidad que se mantiene estable durante el convenio.
Para Engie, “es importante contar con criterios claros y estables, que sean el resultado de una planificación estratégica”. Mientras que Forestalia –que barrió en la subasta de mayo al adjudicarse 1.200 megavatios eólico– ya prevé en sus proyectos “cualquier escenario legal o retributivo” y asegura que no se verán afectadas las inversiones previstas ni la financiación. “Aunque lo deseable es la máxima estabilidad a corto, medio y largo plazo”, apostillan.
Las empresas plantean estabilizar el valor de la compensación tanto para las instalaciones afectadas por la reforma como para las adjudicatarias de las pasadas y futuras subastas, y que perdure en su vida útil. O bien acelerar la aprobación de la ley de transición energética –aún en debate–, incorporar el concepto de quien contamina paga y fijar un precio del CO2 acorde con las metas de descarbonización.