El Confi-Los ecos de la subasta eólica celebrada en enero de 2016, mediante la que se adjudicaron 500 megavatios (MW) y con la que a su vez se puso fin a la 'moratoria verde' instaurada desde 2012, aún resuenan en el sector eléctrico español. Por su formato, desconocido hasta entonces; por su resultado, saldado con un 100% de descuento y, por tanto, sin prima alguna; y por la identidad de los principales adjudicatarios, que no fue ninguna de las grandes compañías, sino dos hermanos, Fernando y Sergio Samper, que se quedaron con 402 MW repartidos entre las sociedades Forestalia (300 MW) y Grupo Jorge (102 MW).
La sorpresa por el balance que dejó la subasta fue tan mayúscula que el sector no tardó nada en especular con la posibilidad de que los adjudicatorios no pudieran sacar adelante los proyectos o de que, directamente, se hubieran equivocado. "Una cosa es un descuento del 50% o del 60% en las primas, y otra muy distinta es que sea total, del 100%", se matiza con sorpresa. Sin embargo, otras fuentes mencionan el matiz en el que puede residir el secreto para sacar adelante tanto estas instalaciones como otras en unas condiciones similares: la expansiva política monetaria del Banco Central Europeo (BCE) presidido porMario Draghi.
"Con los tipos al 0% [ahora ya están exactamente en este nivel; en enero estaban en el 0,05%], el coste de capital se reduce tanto que ya no hace falta aspirar a rendimientos tan altos como en el pasado ni a primas elevadas que los sustenten. En un mundo como el actual, con ausencia de alternativas rentables, un rendimiento del 5% es más que atractivo para los inversores", reconocen fuentes del sector que piden no ser identificadas. En julio de 2013, la reforma eléctrica estableció que la rentabilidad razonable para las instalaciones con derecho a primas iba a ser del 7,5% bruto durante seis años, periodo a partir del cual podrá ser revisada.
Panorama financiero propicio
Aunque desde el sector eólico se reconoce que la subasta de enero, por novedosa, por volumen y por resultado, no es representativa, también se admite que sí ha introducido variantes que se deben tener en cuenta. La primera, que los menores costes de capital modifican el panorama a la hora de calcular las rentabilidades necesarias para cubrirlos, algo que resulta crucial en un sector tan intensivo en capital como es el eólico. Antes de la Reforma de 2013, el apalancamiento medio de los proyectos rondaba el 80%. La segunda, que el desarrollo de las curvas de aprendizaje del sector propicia una menor dependencia de las primas. Y la tercera, que los inversores asumen que unas primas menores -no con descuentos del 100%, que consideran excepcional, pero sí con notables descensos- reducen el riesgo o coste regulatorio.
La influencia del coste de capital es determinante. En septiembre de 2015, laAgencia Internacional de la Energía (AIE) calculaba que generar electricidad en España con energía eólica y un coste de capital del 10% es un 17,5% más caro que con un coste del 7% y un 47% más caro que con un coste del 3%. Fuentes financieras avanzan que un coste del 3% es posible en Alemania, pero no en España, pero que en el entorno actual de tipos y con el creciente interés por parte de los inversores sí se puede rebajar el coste habitual del 10% hacia otro próximo a ese 7%, con el consiguiente efecto favorable en la rentabilidad.
Si, además, se introduce en la ecuación que, según la última Planificación energética para el periodo 2015-2020, España aún necesita 6.000 megavatios en capacidad eólica instalada para alcanzar los compromisos renovables alcanzados con Europa para 2020, los incentivos financieros derivados de la situación actual se multiplican para acelerar el proceso renovable. Y representan una invitación para que el futuro Gobierno se vuelque con la energía eólica después de que en 2015 no se instalara ningún megavatioy de que la capacidad se haya estancado en torno a los 23.000 MW desde 2012.
"Los inversores siguen preguntando por España. Y las condiciones financieras no pueden ser más favorables. Si lo desea, el próximo Gobierno lo tendrá todo a favor para volcarse con la energía eólica. Y se apuntará el tanto de cumplir con los compromisos alcanzados con Europa para 2020 y de acelerar la descarbonización de España y la transición hacia un mayor peso de las renovables", apunta un consultor energético.
Mejor con (algunas) primas
Del resto se encarga la abundante liquidez existente y la ausencia de alternativas de inversión rentables, dos condicionantes que incrementan el atractivo de invertir en parques eólicos por los ingresos recurrentes que generan. En este sentido, fuentes del sector reconocen que se están produciendo movimientos de inversores que están entrando en parques ya instalados. Precisan que esos inversores ven en esta opción "un negocio seguro, con rentabilidad más limitada, pero superior a la que da un bono".
El siguiente paso, es decir, la inversión en instalaciones nuevas, requerirá otras condiciones. En particular, que sigan existiendo primas, aunque sean más reducidas que en el pasado. Primero, porque aunque los bancos se muestrandispuestos a financiar con unos intereses más bajos, también se sienten más cómodos si lo hacen en un proyecto con primas, aseguran desde el sector. Y segundo, porque la rápida implantación que requiere España para llegar a las metas de 2020 aconseja el establecimiento de incentivos en forma de primas.
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