Vientos de mucha fortuna

Vientos de fortuna en el negocio eólico. Estas empresas están cobrando un 50% más que los generadores tradicionales por los kilovatios que venden al mercado mayorista, que además está por las nubes, gracias a las ayudas públicas. El escenario creado por Kioto y los precios del crudo han multiplicado las inversiones y las operaciones corporativas en los sectores de las energías renovables que están moviendo miles de millones de euros cada año en España.

La retribución a tarifa, aunque hoy es menor que la del mercado mayorista, permite financiar con deuda el 85% del coste de los proyectos eólicos

Con el barril de petróleo brent oscilando en el entorno de 60 dólares, unos precios del gas natural en consonancia con los del crudo y por tanto en máximos históricos, el carbón y los fletes por las nubes, las nucleares aquejadas por paradas técnicas y las hidráulicas casi fuera de combate por la sequía, los empresarios de parques eólicos en España se están forrando.

Gracias a estas circunstancias, a la regulación especial que se les aplica y a las fuertes subvenciones de que gozan las energías renovables , a final de agosto los empresarios eólicos estaban cobrando por la venta de su producción al mercado mayorista eléctrico, o pool, 9,03 céntimos de euro por kilovatio hora. Casi el doble de lo que por ese mismo kilovatio percibían las empresas que lo generan a partir de combustibles fósiles.

Además, estos últimos están afrontando costes de combustibles muy onerosos por el precio de la materia prima y también por el precio de los correspondientes derechos de emisión de gases con efecto invernadero, mientras que el viento tiene coste cero.

Situación de privilegio que empieza a considerarse excesiva en algún sector del Gobierno y de la CNE, pese al reciente compromiso del Plan Nacional de Energías Renovables, aprobado a final de agosto, de impulsar su implantación con el objetivo de triplicar la potencia eólica 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 energía sea renovable).

El cumplimiento del citado plan, que requiere 23.598 millones de inversión, supone un incremento anual del 0,6% en la tarifa eléctrica según un análisis realizado por Industria. Los empresarios temen por todo ello un posible recorte en los incentivos a la eólica y a otras energías renovables. El relevo auspiciado esta semana por el Ministerio de Industria del director del Instituto para la Diversificación y Desarrollo de la Energía (IDAE) acrecienta estos temores.

Migración al mercado

Hoy existen tres formas de remuneración para la energía eólica: la venta directa de los kilovatios al distribuidor a tarifa regulada; la citada venta al mercado mayorista; y por último un régimen residual (termina en 2006) aplicable sólo a instalaciones antiguas acogidas a un decreto de 1998.

- La fórmula escogida inicialmente por la mayoría 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 además los distribuidores de electricidad de la zona están obligados por ley a adquirirles la producción. Es también la fórmula preferida por los bancos para estudiar las rentabilidades esperadas y la financiación de estos proyectos de generación eléctrica, según explican fuentes de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

Los kilovatios eólicos vendidos a un distribuidor se pagan durante los primeros cinco años de vida de la instalación a una cantidad equivalente al 90% de la tarifa media de referencia (TMR), en los 10 años siguientes al 85% de la citada tarifa y posteriormente al 80% hasta la conclusión de la vida útil del parque eólico. La TMR que sirve de referencia es una tarifa virtual cuya cuantía fija anualmente el Gobierno y que se utiliza para calcular la evolución de los diferentes costes del sistema eléctrico 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 función de los costes de los combustibles y del régimen especial, entre otros factores.

"La retribución a tarifa asegura al productor ingresos durante toda la vida de la instalación", dicen en la AEE, "y permite apalancar muy bien los proyectos. Entre un 80% y un 90% de la inversión puede financiarse con deuda".

- La fórmula es tan buena que incluso Iberdrola, que cuenta con un tercio de la potencia eólica instalada en España, ha estado acogida a ella hasta hace unos meses. Pero su retribución este año, y valgan como ejemplo las cifras de agosto, no resiste la comparación con las alcanzadas por la venta de los kilovatios eólicos al pool: 9,03 céntimos de euro frente a los 6,72 que les pagan los distribuidores. De ahí que Iberdrola Eólica, aprovechando la facultad legal de poder cambiar una vez al año de modelo retributivo, haya optado por acudir al mercado mayorista.

Los productores eólicos participan en el pool bajo las reglas de funcionamiento del mismo, hacen ofertas y obtienen la remuneración según la casación de operaciones. Pero además 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 céntimos de euro por kilovatio hora que cobran en concepto de garantía 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", señala el director de Energías Renovables de Iberdrola, Pedro Barriuso, "es que el eólico es un negocio de capital intensivo. Instalar un megavatio de una central de ciclo combinado cuesta más de medio millón de euros, pero ese mismo megavatio en eólica ha costado 900.000 euros y para los parques que se están haciendo ahora ronda ya el 1,1 millón de euros por megavatio. Es por tanto un negocio mucho más intensivo en utilización de capital que el de la generación eléctrica 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, más conocida por su acrónimo TIR, es la tasa mínima de rendimiento que se debe exigir a una inversión para que sea aceptable] en este sector "la calculamos en 20 años".

"No voy a negar que este año estamos cobrando mucho", admite Barriuso, porque estamos vendiendo a diario al pool. Pero el año 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 años al que me refería". El año 2006 puede seguir proporcionando buenas retribuciones a la eólica, prosigue el directivo. "Estamos viviendo un buen momento para la inversión en este sector", pero también hay que decir que cada vez son mayores las presiones medioambientales y urbanísticas que soportamos en el negocio eólico, las inversiones requeridas y los costes.

Los empresarios de eólica aducen también como lesivos para el operador los cambios en la fórmula que se les aplicada en concepto de garantía de potencia. Sin embargo, buena parte de los parques actualmente instalados no soporta las pequeñas oscilaciones que pueden y suelen producirse en la tensión eléctrica, que no plantea ningún problema a quienes producen kilovatios con otros combustibles. Estos aerogeneradores, para preservar su electrónica, se desconectan del sistema a la mínima perturbación y con ello pueden acabar amplificando sus consecuencias en el sistema y comprometiendo el servicio al usuario.

Hay soluciones técnicas para solucionar el problema y en ello están los operadores y la Administración. REE y las mayores compañías de eólica trabajan, al tiempo, en la creación de salas de control de las energías especiales que les permita coordinarse en tiempo real y así poder trasmitir y ordenar telemáticamente, en función de las necesidades del sistema, la conexión o la desconexión a la red de parques eólicos.

Los operadores eólicos que venden al mercado están obligados ya y los de venta a tarifa a partir del 1 de enero a programar su producción, lo que les obliga a afinar las predicciones sobre vientos, pues las desviaciones sobre la cantidad comprometida son penalizadas. Los errores de previsión en la eólica superan actualmente tasas del 20% en sólo 12 horas y del 10% en cuatro horas.

Estos requisitos, según fuentes de REE, y una mayor interconexión con los sistemas eléctricos de otros países, en especial con Francia, son claves para hacer más eficiente y gestionable la incorporación de kilovatios eólicos.

Las subvenciones al kilovatio eólico explican buena parte del auge que ha tomado este mercado en España en los últimos años. Un aspecto cuando menos polémico. La electricidad del viento tenía hace 15 meses un coste aproximado de generación 1,5 veces mayor que el de las energías fósiles. La escalada del precio de los crudos ha reducido mucho esa diferencia y con un barril de petróleo a 60 dólares incluso empiezan a salir las cuentas en proyectos renovables hasta ahora más onerosos como la biomasa.

El vaso medio lleno

La carestía de la eólica es relativa, arguyen las patronales del sector. A la hora de analizar el coste real, sostienen, habría que tener en cuenta, además de los costes tradicionales (inversión, materias primas, operación y mantenimiento), los relativos a la seguridad en el abastecimiento energético, los medioambientales y los asignados al agotamiento de los recursos.

I. Láinez, de la compañía DESA, ha estudiado la incidencia de la energía eólica en el precio del mercado eléctrico. Según Láinez (véanse gráficos adjuntos) al incrementar la generación eólica se reduce el precio del mercado debido a que realiza ofertas a precio cero (coste variable del recurso). También se reduce el precio a mayor producción y a mayor demanda. Por ejemplo, con una demanda total del sistema de 33.000 MW, la disminución del precio del pool es de unos 2,5 céntimos de euro por kilovatio hora si se compara un caso en que la producción sea de 900 MW frente a 3.600 MW de los 9.200 MW eólicos instalados en España. "Hay una aplanamiento de precios", sostienen en AEE.