El bum de las renovables disparó la inversión en España en instalaciones fotovoltaicas. Una parte de los promotores llegaron en el momento más alto del ciclo y con escaso músculo financiero. El negocio era sencillo. Consistía en iniciar el proyecto, lograr las autorizaciones y venderlo antes de que la plataforma produjera energía. Pero los precios cero o negativos del mercado mayorista español y la subida de tipos por la guerra de Irán han puesto contra las cuerdas a muchos inversores. El precio del megavatio fotovoltaico listo para construir (ready to build) se ha desplomado por debajo de los 30.000 euros desde los 150.000 de hace cuatro años.
La generación renovable española es un escudo frente a las tensiones geopolíticas. El precio mayorista de la electricidad en marzo, cuando estalló la guerra en Oriente Próximo, apenas superó de media los 40 euros el megavatio hora. Es decir, se hundió un 20% frente al mismo mes del año pasado. La explicación está en la baja dependencia del gas, cuyo precio se ha disparado más de un 40%, que se utiliza para generar electricidad a través de las denominadas centrales de ciclo combinado. Estas inyectaron tan solo el 15% de la electricidad española el mes pasado, aunque están exprimiendo al máximo la operación reforzada para evitar apagones.
Los precios del mercado mayorista a cero o negativos son habituales en España desde 2023. La gran damnificada y, al mismo tiempo, la gran culpable es la tecnología fotovoltaica. Las horas con la avalancha de generación solar que se traducen en potenciales precios negativos van desde el mediodía hasta las seis de la tarde y los meses de primavera son los más afectados. El número de horas en rojo superó las 130 en el primer trimestre, de acuerdo con los datos de la asociación de la energía solar fotovoltaica Unef. Y la tendencia es a seguir incrementándose.
Al mismo tiempo, en este ecosistema alterado aumenta el porcentaje de electricidad que deja de producirse, bien porque su precio no es competitivo y las renovables deciden no acudir a la subasta, bien porque la red carece de la capacidad suficiente para llevar la electricidad al consumidor. De aquí, la reclamación del sector de elevar la inversión en redes de distribución. En el argot, la energía desperdiciada se conoce como vertidos o curtailments. La consultora Aurora prevé que la generación fotovoltaica que irá a la papelera se sitúe este año en España en el 2,5%.
En este contexto, un número creciente de promotores de energía fotovoltaica debe asumir que han perdido la partida. La generación de esta tecnología con permisos de conexión pero que no produce roza los 53 gigavatios, de acuerdo con los datos de Red Eléctrica. Es decir, la cuantía supera los 52 gigavatios de potencia actualmente instalados, cifra que supone multiplicar por 10 los datos de 2016. Álvaro Ruiz Urrutia, corresponsable de M&A y responsable de País Vasco de Interpath en España, avisa de que “aquellos actores que no cuenten con activos operativos en propiedad se encuentran ahora con problemas serios para rotar sus carteras y financiar su crecimiento”. Y añade que muchos de ellos están considerando buscar socios que les inyecten capital “para reestructurar sus balances ante el panorama actual de subidas esperadas de tipos de interés”. El experto apunta a inversores asiáticos, que ven un ciclo más allá de cinco años y para los que los actuales precios pueden ser un buen momento. Los que tengan tiempo y dinero cuentan con una oportunidad para sembrar y recoger los frutos más adelante.
Un banquero de inversión especializado en el sector renovable que solicita anonimato advierte de que “solo interesa la fotovoltaica si está hibridada con baterías o con eólica”. En caso contrario, “muchos de estos proyectos finalmente serán cancelados”. Un experto en el sector energético avisa de que el mercado de acuerdos de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) está roto. “Ahora no se firman contratos, salvo para los grandes grupos, e incluso para ellos están poniéndose precios de derribo, de entre 15 y 20 euros el megavatio hora”, alerta. Con este panorama, un banquero dedicado a la financiación de proyectos asegura que hay preocupación entre los bancos y prevé refinanciaciones para que algunos desarrollos puedan sobrevivir.
Los tipos de interés a largo plazo se han disparado ante la incertidumbre desatada por el conflicto en Oriente Próximo. El euríbor a 12 meses ha rozado el 3% y la deuda soberana a largo plazo ha incrementado su rentabilidad en medio punto porcentual. En el horizonte, el mercado prevé entre 50 y 75 puntos básicos de subidas de los tipos de interés este año en la zona euro, hasta el 2,75%. El crédito está caro y limitado. La ventanilla de la banca también está cerrada con llave: los departamentos de riesgos impiden aportar financiación para que estos proyectos entren en operación y puedan venderse a un precio que aminore las pérdidas.
Un experto en crédito para proyectos renovables de un banco internacional agrega que una buena parte de los promotores ya estaba con el agua al cuello en términos de capital en la época de vacas gordas. A toro pasado, se comprueba que el mercado estaba sobrecalentado. “Iban cortos de fondos propios y ahora no tienen acceso ni a ellos ni a la deuda”, explica. Los precios actuales ni siquiera cubren el coste de los avales requeridos (40.000 euros el megavatio), de forma que estos saltarán y algunas compañías entrarán en quiebra. El panorama es similar al sufrido entre 2010, 2011 y 2012, cuando fondos de reestructuración entraron de forma masiva en el sector.
Las anheladas subastas
El experto de Interpath señala con el dedo a la administración como posible rescatadora. “En Reino Unido y Alemania ya han tomado medidas y han adelantado subastas (…) con el objetivo de asegurar unos ingresos estables para las renovables. Van varios pasos por delante. Mientras, en España aún estamos esperando”, indica Álvaro Ruiz Urrutia. La última subasta para generación fotovoltaica celebrada por el Ministerio para la Transición Ecológica data de 2022. Y fue todo un fracaso. Entonces, el precio blindado por el Estado no compensaba.
Los operadores reclaman ahora incentivos. Tanto para la generación como para el almacenamiento de energía, ya sea con baterías o a través de centrales hidráulicas. La misión es guardar la electricidad generada en momentos de precios bajos para inyectarla en el sistema cuando la demanda y el coste de la electricidad se disparan. El mantra es que así se suavizan las curvas de coste de la electricidad y se aporta estabilidad al sistema.
De momento, la carta de un aumento inmediato de la demanda para resucitar el sector fotovoltaico tampoco está encima de la mesa. El último dato así lo indica. La demanda de energía eléctrica de España cayó un 1,8% en marzo, de acuerdo con Red Eléctrica. Las grandes empresas del sector siguen invocando la electrificación de la industria, los vehículos y los sistemas de climatización. Pero estos motores todavía son insuficientes.