Doble apuesta por el viento y el sol

El sol y el viento dialogan en los campos españoles. Uno con su brillo, otro con ese pasar de sus aspas. Zas, zas, zas, zas, zas, zas. Iberdrola es el mayor productor solar y eólico del mundo. En el primer semestre alcanzó los 41.250 megavatios (MW) renovables operativos. Además, tiene 7.100 MW en construcción. Y la luz, durante las noches, parece sostenida por sus estrellas. El plan estratégico de la compañía —apuntan fuentes de la energética— prevé la inversión en 2025 de 17.000 millones de euros en renovables. Han echado cuentas, al igual que aquellos escolares no tan lejanos que aprendían matemáticas en los cuadernos Rubio. La eólica terrestre supondrá, en esa fecha del calendario, 3.100 MW. Después llegará el brillo fotovoltaico (6.300 MW) y, mar adentro, el mundo offshore (1.800 MW). Tras los números, las palabras. “Sus motores de crecimiento, por ahora, son Estados Unidos y el Reino Unido. Sin embargo, creemos que la compañía tiene suficiente holgura financiera para acelerar las inversiones en España cuando mejoren las condiciones”, observa el equipo de la agencia de calificación de riesgo S&P Global Ratings. “Es una de las firmas con mayor calidad en la gestión de la cadena de valor de nuestro porfolio”, remata.

El sector ya ha dibujado, de punto a punto, su mapa de la electrificación. En lo alto de un palacio blanco, la hija del rey, la chica dorada. Quizá sea Endesa, que está transformando su cadena de suministro para que la dependencia de países escasamente fiables resulte mínima. La Unión Europea camina, poco a poco, hacia la creación de campeones nacionales. La eléctrica también repasa su cuadernillo. Lee las primeras líneas. “Para un proyecto [fotovoltaico] de 50 MW se emplean entre 250 y 300 personas”. O sea, los puestos de trabajo se quedan en el país. Y la mitad de las materias primas que se utilizan en la fabricación de los componentes son nacionales. Aunque no todas las luces brillan sobre el cielo europeo. “El panel solar es totalmente chino”, reconoce la compañía. Todo ocurre al tiempo que algunos expertos crean su propio mapa geoenergético. “El 90% de la inversión en España se dirige a la [energía] eólica y la mayoría de los proveedores trabajan en todo el planeta, y se han convertido en multinacionales gracias al efecto arrastre de Iberdrola”, reflexiona el economista José Carlos Díez. Por ejemplo, en Ferrol (A Coruña) se montan los molinos marinos y en Avilés (Asturias) producen los anclajes. Esto permite industrializar zonas de baja renta y despobladas como Extremadura y Castilla-La Mancha. “Acciona Energía Renovables es una pyme al lado de Iberdrola”, compara, tajante, el analista.

Acciona va por rachas. Controlada por la familia Entrecanales, en julio el banco estadounidense JP Morgan le recortaba la valoración un 25% porque —según su criterio— el precio regulado para las renovables este año le impedirá alcanzar su objetivo de beneficio bruto de explotación (ebitda). Mientras, un competidor directo, Iberdrola, cerraba una alianza con el fondo soberano noruego Norges Bank. Compartir el riesgo es una opción dentro del contexto europeo. Tanto es así que negocia vender el 49% de su cartera de renovables en Portugal al organismo nórdico.

Pues quizá tenga poco sentido enzarzarse dentro de casa. Sin duda, lo que cuenta es avanzar. En España, el sol amanece con esperanza y el viento sopla al igual que si lo hiciera por primera vez en su historia. Hubo un día decisivo. El 25 de diciembre de 2022. El Gobierno aprobó infinidad de declaraciones de impacto ambiental (DIA) poniendo fin “a un profundo cuello de botella”, narra Eduardo Imedio, analista de renovables de la casa de Bolsa Renta 4. “Porque a veces se tardaba hasta cuatro años en conseguir los permisos necesarios para montar una planta fotovoltaica o un parque eólico”.

Fuera de juego la burocracia, la coyuntura, sobre todo la subida de los tipos de interés, afecta a las operaciones, al igual, como veremos, que el aumento del precio de las turbinas. Esto explica el empeño de traerlas de vuelta a casa. Sobre la mesa está la rentabilidad. “Sin embargo, compañías como Iberdrola están menos expuestas a las instalaciones marinas”, explica Manuel Fernández Losa, cogestor del fondo Pictet-Clean Energy Transition. Y añade: “Ha reducido inversiones en renovables para incrementarlas en redes de distribución, tanto en media y baja tensión, al igual que Endesa”.

Objetivos ambiciosos

A pesar de todo, la fotovoltaica resulta rentable —afirma Manuel Losa— entre 40 y 45 euros el megavatio hora (MWh). “De hecho, en los fines de semana y los festivos es tanta la oferta que entra en el sistema, que el precio de la electricidad llega, incluso, a cero”, avisa el economista de Renta 4. Aprovechando que la energía fluye con fuerza, la propuesta de potencia instalada solar ha pasado de 39 MW que establecía el PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) de 2021 a 76 GW del Plan 2023. Casi el doble. El viento, también, sopla fuerte. En 2030 debería alcanzar unas rachas de 62 GW en vez de 50 GW. Al fondo, un empeño. “La contribución española al objetivo global europeo ha sido más ambiciosa que la media, de forma que el PNIEC estableció un porcentaje [de renovables sobre la energía final] del 42%, que en junio de este año se revisó hasta el 48%”, describe Carlos Solé, socio responsable de Energía de KPMG España. Si lo recuerdan, el Pacto Verde fijó un objetivo básico europeo de alcanzar el 40% de contribución de las renovables durante 2030. Varios expertos advierten de la dificultad de cumplir con esa fecha y el porcentaje español. “Son instalaciones privadas, técnicamente difíciles, donde tienen que salir los números, y no existe tiempo material para construirlas”, valora un analista que solicita el anonimato. “El sector se ve, en la práctica, condicionado por factores externos, el apoyo político, sin duda, es total, pero, aun así, los plazos resultan muy cortos porque desarrollar un parque eólico en cinco años es complicadísimo”.

El desafío de la conectividad

En este relato de energía que enlaza nodos con nodos, Redeia es la caja de Pandora que custodia el sol y el viento. La encargada de las infraestructuras del sistema eléctrico, a final del ejercicio, habrá invertido más de 700 millones de euros. Cerca de sus máximos históricos. El propósito es potenciar con esa trama la producción de renovables. Crear interconexiones. Si pudiéramos viajar en un sumergible contemplaríamos el nuevo enlace Ibiza-Formentera (Baleares), la línea Lanzarote-Fuerteventura (Canarias) o, ya bajo tierra, la de Cacicedo-Astillero, que cubre la demanda del arco de la bahía de Santander. Además, ya está en marcha la interconexión entre Tenerife y La Gomera, que debe estrenarse durante 2025. Los puntos encajan, como en ese juego de chavales donde uniendo marcas surgía una figura. Desde 2015, estas energías no reciben ninguna subvención. Son autosuficientes. El reto radica en construir las baterías para almacenar “la luz y el aire” los días que se oculte el sol y pare el viento. La famosa intermitencia energética. Iberdrola, por ejemplo, quiere almacenar en esas tecnologías de vanguardia unos 700 MW en dos años.

Da lo mismo, el sol se alza, un día y otro, sobre un horizonte que augura un cambio de mentalidad. “Hace años todos entraban buscando las subvenciones y la rentabilidad. Igual que si fuera un negocio financiero. Esto se acabó”, avisa a los oportunistas Daniel Galván, director del banco de inversión GBS Finance.

Pero existe una paradoja reveladora, tal y como cuenta Fabrice de Sousa, responsable de porfolio del banco Indosuez. Varias renovables vieron, en pleno verano, cómo caía su cotización. Justo al contrario de lo que propone la lógica. ¿Por qué? Orsted y Siemens Energy ilustran bien la complejidad del sector. “Son empresas jóvenes y se enfrentan a una crisis de crecimiento marcada por unos niveles de exigencia [en términos técnicos] que no han estado a la altura”, matiza el experto. La capitalización bursátil de Siemens Energy se desplomó en 7.000 millones de euros a finales de junio, después de provisionar 1.300 millones en su división eólica por la compra de Gamesa. ¿El lastre? La calidad de unas 63.000 turbinas estaba en entredicho. “Los fabricantes, por cierto, trabajan con márgenes pequeños y no resultaría extraña una subida de los precios”, aventura Daniel Rodríguez, analista sénior y responsable de los sectores de Infraestructuras, Renovables y Utilities para España y Portugal de Bestinver. La cadena de valor tiene —a veces— sus anclajes sueltos. La celeridad del cambio de modelo energético induce a que los posibles errores sean más frecuentes. España va deprisa. La Asociación Empresarial Eólica (AEE) estima que a finales de septiembre ya había 1.360 parques eólicos que generan, acorde con Red Eléctrica, 43,96 teravatios hora (TWh). Hace bastante poco, en 2021, el número era 1.298 repartidos en más de 850 municipios.

Sin embargo, ni todos los días luce el sol ni sopla el viento. En agosto, el líder danés de energías renovables Orsted perdió casi una cuarta parte de su valor en una sola jornada —recuerda Indosuez— debido a los continuos problemas de la cadena de suministro tras la pandemia, el aumento del coste de la deuda que ha traído la subida de los tipos de interés, y la decepción de las ayudas públicas, que estuvieron por debajo de lo que esperaban los inversores. Menos dinero, más caro. Hace un par de años, el precio del capital de un parque rondaba el 1%, ahora ha escalado al 5%. En la práctica supone cuestionar el modelo de negocio. Los números fallan y algunos proyectos offshore se han suspendido.

Pese a todo, las firmas, sobre todo las más pequeñas, como Solaria o Grenergy (que ha consolidado su política de expansión en Chile, Perú, Argentina, Colombia, México y Europa, entre otros destinos) llevan tiempo bajo el foco de operadores y grandes petroleras, que quieren incorporar esa línea verde al negocio. Además, con valoraciones muy altas. En septiembre, Grenergy vendió la totalidad de un parque fotovoltaico en Belinchón (Cuenca) de 150 MW por 173,7 millones de euros a un productor independiente de energía (IPP, por sus siglas inglesas) europeo del que no han trascendido más datos.

Sector fragmentado

Es una muestra en una placa de Petri. El sector de generación eléctrica en España se ha fragmentado mucho en la última década sobre todo por la aparición de los IPP que se centraron en desarrollar porfolios de renovables. Ayudaron, claro, a la financiación los bajos tipos de interés. “Para el futuro, habrá una presión en el mercado que favorecerá una ligera concentración, pero sin que vuelva [frente a otras visiones] la dinámica de campeones nacionales. Las grandes compañías con balances sólidos estarán mejor situadas para financiarse a un coste atractivo. Y también para afrontar las dificultades de la cadena de suministro derivadas del auge de la instalación de renovables en todo el mundo”, prevé Gonzalo Cantabrana, senior director y sector lead para Infrastructure y Project Finance de S&P Global Ratings. “El sector se enfrenta a perspectivas de precios futuros más ajustados debido a la canibalización entre renovables, sobre todo a medida que nos acercamos a 2030″, concede. Por lo tanto, una de las claves estará en optimizar los costes tanto de operación como de mantenimiento.

Tampoco hay que olvidar las simbiosis. Para optimizar la producción de hidrógeno verde resulta necesario la energía solar y eólica. Cepsa e Iberdrola Renovables cerraron un acuerdo que permitirá a la primera “respaldar el suministro eléctrico renovable a largo plazo con vistas a sus plantas de generación de este hidrógeno, ubicadas en los Energy Parks de la compañía en Andalucía, así como su red de estaciones de servicio”, desgranan fuentes de Cepsa.

Está escrito desde hace siglos en los textos sagrados. “Hay un tiempo para plantar y un tiempo para cosechar, un tiempo para llover y un tiempo para reír, y sale el sol y se pone el sol, con el deseo de regresar a su lugar donde vuelve a nacer”. Eclesiastés.