Vientos de mucha fortuna

Vientos de fortuna en el negocio e¨®lico. Estas empresas est¨¢n cobrando un 50% m¨¢s que los generadores tradicionales por los kilovatios que venden al mercado mayorista, que adem¨¢s est¨¢ por las nubes, gracias a las ayudas p¨²blicas. El escenario creado por Kioto y los precios del crudo han multiplicado las inversiones y las operaciones corporativas en los sectores de las energ¨ªas renovables que est¨¢n moviendo miles de millones de euros cada a?o en Espa?a.

La retribuci¨®n a tarifa, aunque hoy es menor que la del mercado mayorista, permite financiar con deuda el 85% del coste de los proyectos e¨®licos

Con el barril de petr¨®leo brent oscilando en el entorno de 60 d¨®lares, unos precios del gas natural en consonancia con los del crudo y por tanto en m¨¢ximos hist¨®ricos, el carb¨®n y los fletes por las nubes, las nucleares aquejadas por paradas t¨¦cnicas y las hidr¨¢ulicas casi fuera de combate por la sequ¨ªa, los empresarios de parques e¨®licos en Espa?a se est¨¢n forrando.

Gracias a estas circunstancias, a la regulaci¨®n especial que se les aplica y a las fuertes subvenciones de que gozan las energ¨ªas renovables , a final de agosto los empresarios e¨®licos estaban cobrando por la venta de su producci¨®n al mercado mayorista el¨¦ctrico, o pool, 9,03 c¨¦ntimos de euro por kilovatio hora. Casi el doble de lo que por ese mismo kilovatio percib¨ªan las empresas que lo generan a partir de combustibles f¨®siles.

Adem¨¢s, estos ¨²ltimos est¨¢n afrontando costes de combustibles muy onerosos por el precio de la materia prima y tambi¨¦n por el precio de los correspondientes derechos de emisi¨®n de gases con efecto invernadero, mientras que el viento tiene coste cero.

Situaci¨®n de privilegio que empieza a considerarse excesiva en alg¨²n sector del Gobierno y de la CNE, pese al reciente compromiso del Plan Nacional de Energ¨ªas Renovables, aprobado a final de agosto, de impulsar su implantaci¨®n con el objetivo de triplicar la potencia e¨®lica instalada, multiplicar por ocho el uso de biomasa e instalar 4,2 millones de metros cuadrados de paneles solares antes de 2010 (el objetivo es que el 12,1% de la energ¨ªa sea renovable).

El cumplimiento del citado plan, que requiere 23.598 millones de inversi¨®n, supone un incremento anual del 0,6% en la tarifa el¨¦ctrica seg¨²n un an¨¢lisis realizado por Industria. Los empresarios temen por todo ello un posible recorte en los incentivos a la e¨®lica y a otras energ¨ªas renovables. El relevo auspiciado esta semana por el Ministerio de Industria del director del Instituto para la Diversificaci¨®n y Desarrollo de la Energ¨ªa (IDAE) acrecienta estos temores.

Migraci¨®n al mercado

Hoy existen tres formas de remuneraci¨®n para la energ¨ªa e¨®lica: la venta directa de los kilovatios al distribuidor a tarifa regulada; la citada venta al mercado mayorista; y por ¨²ltimo un r¨¦gimen residual (termina en 2006) aplicable s¨®lo a instalaciones antiguas acogidas a un decreto de 1998.

- La f¨®rmula escogida inicialmente por la mayor¨ªa de los parques y de los empresarios ha sido la tarifa regulada. Una cantidad fija que permite saber al promotor y al operador lo que va a cobrar dado que adem¨¢s los distribuidores de electricidad de la zona est¨¢n obligados por ley a adquirirles la producci¨®n. Es tambi¨¦n la f¨®rmula preferida por los bancos para estudiar las rentabilidades esperadas y la financiaci¨®n de estos proyectos de generaci¨®n el¨¦ctrica, seg¨²n explican fuentes de la Asociaci¨®n Empresarial E¨®lica (AEE).

Los kilovatios e¨®licos vendidos a un distribuidor se pagan durante los primeros cinco a?os de vida de la instalaci¨®n a una cantidad equivalente al 90% de la tarifa media de referencia (TMR), en los 10 a?os siguientes al 85% de la citada tarifa y posteriormente al 80% hasta la conclusi¨®n de la vida ¨²til del parque e¨®lico. La TMR que sirve de referencia es una tarifa virtual cuya cuant¨ªa fija anualmente el Gobierno y que se utiliza para calcular la evoluci¨®n de los diferentes costes del sistema el¨¦ctrico que deben ser remunerados. El aumento anual de esta tarifa debe ser como mucho el 1,4% aunque se admiten oscilaciones del 0,6% en funci¨®n de los costes de los combustibles y del r¨¦gimen especial, entre otros factores.

"La retribuci¨®n a tarifa asegura al productor ingresos durante toda la vida de la instalaci¨®n", dicen en la AEE, "y permite apalancar muy bien los proyectos. Entre un 80% y un 90% de la inversi¨®n puede financiarse con deuda".

- La f¨®rmula es tan buena que incluso Iberdrola, que cuenta con un tercio de la potencia e¨®lica instalada en Espa?a, ha estado acogida a ella hasta hace unos meses. Pero su retribuci¨®n este a?o, y valgan como ejemplo las cifras de agosto, no resiste la comparaci¨®n con las alcanzadas por la venta de los kilovatios e¨®licos al pool: 9,03 c¨¦ntimos de euro frente a los 6,72 que les pagan los distribuidores. De ah¨ª que Iberdrola E¨®lica, aprovechando la facultad legal de poder cambiar una vez al a?o de modelo retributivo, haya optado por acudir al mercado mayorista.

Los productores e¨®licos participan en el pool bajo las reglas de funcionamiento del mismo, hacen ofertas y obtienen la remuneraci¨®n seg¨²n la casaci¨®n de operaciones. Pero adem¨¢s perciben una prima del 40% sobre la TMR y un incentivo por importe del 10% de esa tarifa. A todo ello hay que agregar 0,481 c¨¦ntimos de euro por kilovatio hora que cobran en concepto de garant¨ªa de potencia (es un adelanto hasta que se determine dentro de algunos meses la cantidad exacta que corresponde).

De capital intensivo

"?Que nos estamos forrando? Hombre, lo primero que hay que decir", se?ala el director de Energ¨ªas Renovables de Iberdrola, Pedro Barriuso, "es que el e¨®lico es un negocio de capital intensivo. Instalar un megavatio de una central de ciclo combinado cuesta m¨¢s de medio mill¨®n de euros, pero ese mismo megavatio en e¨®lica ha costado 900.000 euros y para los parques que se est¨¢n haciendo ahora ronda ya el 1,1 mill¨®n de euros por megavatio. Es por tanto un negocio mucho m¨¢s intensivo en utilizaci¨®n de capital que el de la generaci¨®n el¨¦ctrica a partir de otros combustibles".

El segundo matiz importante a hacer, agrega, es que "la tasa de retorno" [la tasa interna de rentabilidad o de retorno, m¨¢s conocida por su acr¨®nimo TIR, es la tasa m¨ªnima de rendimiento que se debe exigir a una inversi¨®n para que sea aceptable] en este sector "la calculamos en 20 a?os".

"No voy a negar que este a?o estamos cobrando mucho", admite Barriuso, porque estamos vendiendo a diario al pool. Pero el a?o pasado fue muy malo y una cosa compensa la otra. "Al final lo que hay que considerar es la rentabilidad media en ese periodo de 20 a?os al que me refer¨ªa". El a?o 2006 puede seguir proporcionando buenas retribuciones a la e¨®lica, prosigue el directivo. "Estamos viviendo un buen momento para la inversi¨®n en este sector", pero tambi¨¦n hay que decir que cada vez son mayores las presiones medioambientales y urban¨ªsticas que soportamos en el negocio e¨®lico, las inversiones requeridas y los costes.

Los empresarios de e¨®lica aducen tambi¨¦n como lesivos para el operador los cambios en la f¨®rmula que se les aplicada en concepto de garant¨ªa de potencia. Sin embargo, buena parte de los parques actualmente instalados no soporta las peque?as oscilaciones que pueden y suelen producirse en la tensi¨®n el¨¦ctrica, que no plantea ning¨²n problema a quienes producen kilovatios con otros combustibles. Estos aerogeneradores, para preservar su electr¨®nica, se desconectan del sistema a la m¨ªnima perturbaci¨®n y con ello pueden acabar amplificando sus consecuencias en el sistema y comprometiendo el servicio al usuario.

Hay soluciones t¨¦cnicas para solucionar el problema y en ello est¨¢n los operadores y la Administraci¨®n. REE y las mayores compa?¨ªas de e¨®lica trabajan, al tiempo, en la creaci¨®n de salas de control de las energ¨ªas especiales que les permita coordinarse en tiempo real y as¨ª poder trasmitir y ordenar telem¨¢ticamente, en funci¨®n de las necesidades del sistema, la conexi¨®n o la desconexi¨®n a la red de parques e¨®licos.

Los operadores e¨®licos que venden al mercado est¨¢n obligados ya y los de venta a tarifa a partir del 1 de enero a programar su producci¨®n, lo que les obliga a afinar las predicciones sobre vientos, pues las desviaciones sobre la cantidad comprometida son penalizadas. Los errores de previsi¨®n en la e¨®lica superan actualmente tasas del 20% en s¨®lo 12 horas y del 10% en cuatro horas.

Estos requisitos, seg¨²n fuentes de REE, y una mayor interconexi¨®n con los sistemas el¨¦ctricos de otros pa¨ªses, en especial con Francia, son claves para hacer m¨¢s eficiente y gestionable la incorporaci¨®n de kilovatios e¨®licos.

Las subvenciones al kilovatio e¨®lico explican buena parte del auge que ha tomado este mercado en Espa?a en los ¨²ltimos a?os. Un aspecto cuando menos pol¨¦mico. La electricidad del viento ten¨ªa hace 15 meses un coste aproximado de generaci¨®n 1,5 veces mayor que el de las energ¨ªas f¨®siles. La escalada del precio de los crudos ha reducido mucho esa diferencia y con un barril de petr¨®leo a 60 d¨®lares incluso empiezan a salir las cuentas en proyectos renovables hasta ahora m¨¢s onerosos como la biomasa.

El vaso medio lleno

La carest¨ªa de la e¨®lica es relativa, arguyen las patronales del sector. A la hora de analizar el coste real, sostienen, habr¨ªa que tener en cuenta, adem¨¢s de los costes tradicionales (inversi¨®n, materias primas, operaci¨®n y mantenimiento), los relativos a la seguridad en el abastecimiento energ¨¦tico, los medioambientales y los asignados al agotamiento de los recursos.

I. L¨¢inez, de la compa?¨ªa DESA, ha estudiado la incidencia de la energ¨ªa e¨®lica en el precio del mercado el¨¦ctrico. Seg¨²n L¨¢inez (v¨¦anse gr¨¢ficos adjuntos) al incrementar la generaci¨®n e¨®lica se reduce el precio del mercado debido a que realiza ofertas a precio cero (coste variable del recurso). Tambi¨¦n se reduce el precio a mayor producci¨®n y a mayor demanda. Por ejemplo, con una demanda total del sistema de 33.000 MW, la disminuci¨®n del precio del pool es de unos 2,5 c¨¦ntimos de euro por kilovatio hora si se compara un caso en que la producci¨®n sea de 900 MW frente a 3.600 MW de los 9.200 MW e¨®licos instalados en Espa?a. "Hay una aplanamiento de precios", sostienen en AEE.