“Hay rentabilidades ‘solo’ razonables para un 20% de los proyectos en curso”

pv magazine: ¿Cómo valoras los resultados de la subasta? ¿Te han sorprendido en algún punto? 

Javier Revuelta: Creo que son resultados positivos; algo bajos, pero hay que entenderlos bien. Me han sorprendido principalmente los resultados eólicos, probablemente nunca antes vistos, y la cantidad y diversidad de agentes que han ofertado valores muy similares. Esto quiere decir que son números robustos.

¿Se corresponden los precios con vuestras previsiones? 

Pueden parecer bajos, aunque están muy alineados con nuestras previsiones (dije en un webinar la semana pasada que el precio sería “seguro superior a 20 €/MWh, seguro inferior a 30 €/MWh, y en torno a los 25 €/MWh se antojan razonables”).

No son triviales de entender, pero haciendo ‘ingeniería financiera inversa’ los números nos cuadran bastante bien. Los costes y eficiencia de las tecnologías para 2023 y 2024 siguen mejorando. Y la regulación de estas subastas tiene muchos ‘huevos de pascua’ escondidos. Pero estos resultados no se deben confundir ni con los ingresos medios en la vida del proyecto, ni con el LCOE de los proyectos.

Por otra parte, creo que los resultados eólicos de futuras subastas serán más alcistas que bajistas por varios motivos.

¿Qué repercusiones crees que tendrán en el sector? ¿Se verán afectados los PPA? 

Creo que el sector seguirá su curso exactamente igual que el día anterior de las subastas. De los enormes pipelines de proyectos, lo único que cambia es que quien no pueda llegar a esos precios de la primera subasta, o quien no necesite las subastas para financiarse, se ahorrará presentarse y decidirá ir a mercado o negociará PPAs. Los PPAs pueden verse ligeramente afectados ahora, pero diría que de momento poco, seguirán activos y en precios suficientes durante 2021, 2022 y 2023. Para el productor renovable la alternativa sigue siendo el pool, y además ningún offtaker tiene la misma calidad crediticia que ‘el sistema español’ de cara a financiar con deuda, luego estos niveles no le valen al banco si el pagador es un ‘Corporate’.

En cualquier caso, hay una realidad incómoda, que es que el tamaño del mercado de renovables en España es grande, pero muy inferior a la actividad desarrolladora e inversora que son astronómicas, como ya hemos mencionado. Antes o después muchos inversores se darán cuenta de que no hay PPAs para todos, y que los precios de mercado tampoco dan en el caso de que se instale demasiada potencia.

Has descrito un escenario hasta 2023. ¿Y después?

Las subastas pueden matar a los PPAs, pero no porque salga un precio u otro lo cual es irrelevante, sino por la capacidad futura que decida subastar el Gobierno. No matan los precios de adjudicación, lo que mata el pool son los megavatios instalados vengan de donde vengan. Ya lo dijimos hace tiempo con nuestro primer análisis del PNIEC en 2019: si el Gobierno se propone realmente desarrollar el PNIEC, solo lo puede conseguir con 100% de capacidad objetivo subastada, porque el pool se iría a un escenario de ‘muerte por renovables para las inversiones merchant’.

Y ¿cuál es el desarrollo normal o aceptable del mercado en España?

Hay una realidad muy dura, pero muy impepinable: tamaño del mercado español es el que es, y no da para desarrollar los aproximadamente 125 GW que supuestamente hay en desarrollo.

Económicamente, sin subastas y según nuestros cálculos daría para unos 3 GW solares al año y menos de 1 GW eólico, también al año.  Como hemos dicho, supuestamente hay unos 125 GW al menos (más los que no han pedido acceso todavía), que, dividido por 5 años de permisos de media, nos da unos 25 GW/año.

Es decir, si el Gobierno no interviene con subastas, nosotros vemos que el 80% de los proyectos en desarrollo morirán en alguna parte del proceso, como tarde en la financiación. Y si el Gobierno copa esos 4 GW/año con subastas, o incluso los supera, entonces no hay hueco para nada de potencia adicional, y el que vaya merchant se la pegará con rentabilidades muy inferiores a las esperadas.

Pero todo esto no es que lo veamos ahora porque han salido los resultados que han salido, no. Los PPAs siguen compitiendo más bien contra el pool, ofreciendo un descuento sobre el pool, o sea que los PPAs se irán al garete cuando empiece a haber consenso sobre que los precios de mercado van para abajo.

Es decir, esto no es jauja.

De momento, como yo lo veo, muchos consultores están haciendo mucho daño al sector con proyecciones optimistas que están haciendo creer a muchos desarrolladores que aquí hay rentabilidades altísimas para todos; y lo que nosotros vemos es que hay rentabilidades ‘solo’ razonables para un 20% de los proyectos que están en curso. Se irán dando cuenta antes o después, algunos demasiado tarde cuando ya hayan pagado por proyectos lo que no valen y no van a generar nunca, y otros cuando el banco les diga que no les financia si no participan en una subasta (pero no ganen en la subasta) o si no traen un PPA (pero si las proyecciones de pool están muy bajas en el futuro, entonces los PPAs solo podrán ofrecer aún más bajo y por tanto no servir para nada).

¿Vamos por buen camino o piensas que quedan aspectos urgentes por mejorar? 

Vamos por el buen camino sin duda, y en líneas generales los objetivos están cumplidos (suponiendo que se construye todo, ¡que es mucho suponer!): empezar a rodar con la nueva regulación, dar visibilidad a la cadena de suministro con todo el empleo que eso arrastra, precios que abaratarán la factura eléctrica (ceteris paribus), reducir las emisiones… Aunque, personalmente, también creo que las subastas tienen muchos elementos mejorables.

Lo más urgente creo que es el marco para el almacenamiento, que tiene un gran vacío y queda totalmente desincentivado bajo este REER. Hay que diseñar otro marco o nuevos servicios o nuevos incentivos, validarlos en Europa, y empezar a desarrollar mucho almacenamiento cuanto antes. Lanzar las renovables del PNIEC sin almacenamiento, es como ir lanzando en cohetes los primeros módulos hacia una Estación Espacial Internacional, sin que tengan donde acoplarse al llegar. El PNIEC les dice que la EEI estará lista cuando lleguen, pero nuestra previsión es que al llegar estos cohetes al año 2030 no se van a encontrar el PNIEC sino algo muy distinto: menos almacenamiento, menos vehículo eléctrico, menos interconexión, más nucleares… y en ese entorno no hay donde acoplar tantos megavatios renovables.

¿Y desde el punto de vista de la regulación en sí?

Hay otros aspectos de la regulación de las subastas que creo que deberán mejorarse en el largo plazo, cuando se vean algunos fallos derivados del diseño escogido (señales de precio inadecuadas, diferencias problemáticas entre energía vendida y producida, descontento de renovables merchant por trato desigual frente a renovables del REER, coeficientes de ajuste de mercado inadecuados…). Sospecho que se irán corrigiendo como mejor sabemos hacer en España, con parches regulatorios y a toro pasado. En esta década no se va a aburrir nadie.

¿Qué recomiendas a las promotoras, entonces?

Claro, surge una duda importante. “Entonces, mis futuros proyectos renovables ¿los presento en futuras subastas, o sigo negociando un PPA, o invierto con riesgo de mercado?” Todas las vías están abiertas, todas siguen siendo posibles, y la mejor opción depende de la visión que cada inversor tenga del futuro y de su aversión al riesgo. En AFRY te damos nuestra visión y análisis de los posibles futuros que proyectamos, así como recomendación de la mejor estrategia de inversión para ti.