A principios de la década de los 2000 se produjo el ciclo más positivo para el sector de las energías renovables hasta la fecha. Los megavatios 'verdes' crecían gracias a las políticas de apoyo gubernamentales, especialmente en la Unión Europea (UE). Los proyectos eran caros y requerían de subvenciones, pero la competencia era relativamente limitada. En 2002, apenas había 30 gigavatios (GW) renovables instalados en todo el mundo y para finales de 2008 la base instalada era de 130 GW.
Bajo este contexto, el coste por unidad producida de la eólica era de entre 90 y 100 euros el megavatio hora (MWh), lo que suponía un precio muy elevado en comparación con los 40 euros/MWh que costaba por entonces la generación mediante combustibles fósiles. Tanto la solar y la eólica requerían así de subsidios para ser económicamente viables. Iberdrola fue empresa pionera en renovables mediante el plan estratégico que presentó en 2002, con el que se fijó alcanzar 3.834 MW renovables en 2006 (ahora tiene más de 40.000 MW).
Continuaba el crecimiento y los precios de las acciones de las renovables también registraban fuertes rendimientos durante el periodo. La cotización de la eléctrica que preside Ignacio Sánchez Galán llegó a triplicarse en esos años. Sin embargo, en pleno auge del sector, llegó la crisis financiera de 2008 y la inversión de los operadores más tradicionales cayó en picado pese a que los proyectos se estaban abaratando y los costes de producción caían entre un 3% y un 5% al año.
El planteamiento de "cueste lo que cueste" del Banco Central Europeo (BCE) para asegurar el euro fue un momento decisivo. Volvió a acelerar la inversión tras la continua reducción de costes y la disponibilidad de crédito, lo que también dio lugar a la entrada en el mercado de nuevas empresas de menor tamaño y, por tanto, una mayor competencia. Aquí se llegó al punto de inflexión. En 2017 se produjo un momento histórico para el sector, los costes de la eólica terrestre (y en algunos países también la solar) cayeron por debajo de los 50 euros/MWh, el precio medio histórico a largo plazo en el mercado mayorista europeo.
Límite del Gobierno
Bajo este contexto, empresas como Iberdrola, Enel o EDP aumentaron sus planes de inversión en energías renovables y para 2020 había unos 1.440 GW 'verdes' instalados en todo el mundo. No obstante, estalló la pandemia del coronavirus y las limitaciones en la cadena de suministro -tras que prácticamente se parase el mundo- volvieron a repuntar los costes de las materias primas y de los equipos.
Tras dispararse el precio de la electricidad a partir del verano de 2021 al calor de la subida de los mercados internacionales de gas y del CO2, el Gobierno decidió poner tope a la retribución renovable. En concreto, en marzo del año pasado aprobó un Real Decreto que imponía que todos los contratos nuevos de electricidad por encima de los 67 euros/MWh estarían sometidos a la minoración de un 90% de los beneficios extraordinarios obtenidos con la subida provocada por el gas en los precios de la electricidad del mercado mayorista. Por su parte, Bruselas llegó a proponer limitar a 180 euros/MWh los beneficios de las eléctricas con las renovables.
"El problema de fijar precios de la electricidad en un mercado en el que se está encareciendo el coste por MWh generado es la erosión de la rentabilidad de las instalaciones nuevas que irán entrando en operación en los próximos meses y también de las recién instaladas", señala a este periódico el economista Javier Santacruz.
Santacruz destaca que todo el boom de operaciones renovables que se están produciendo actualmente tiene mucho que ver con parques que llevan ya años en servicio, donde sus antiguos dueños han asegurado una rentabilidad y deciden ahora ponerlo en el mercado. "La clave está en dejar que el mercado establezca precios en contratos a largo plazo que hagan atractiva la inversión en proyectos renovables. Pero muy especialmente en aquellos que más coste tienen como la eólica marina", argumenta.
Bajo este escenario, Goldman Sachs pone en duda la rentabilidad de la energía renovable. En su informe Renewables capital cycle; about to enter an up-cycle, al que ha tenido acceso La Información, el banco de inversión advierte de que en 2024 los costes de producción de cada MWh de eólica marina (90 euros/MWh), terrestre (60 euros/MWh) y fotovoltaica (40 euros/MWh) llegarán a su "máximo" tras tocar suelo en 2020.
Las empresas han empezado así a reaccionar de forma diferente ante la rápida evolución del entorno y las consecuencias derivadas de la invasión de Rusia a Ucrania. Al menos las energéticas españolas se han lanzado a hacer caja con las renovables para poder seguir creciendo en la transición 'verde' bajo una coyuntura inflacionista y tras la mayor subida de tipos de interés desde que existe el euro. Empresas como Repsol, Iberdrola, Q-Energy o BayWan han cerrado operaciones por valor de casi 3.000 millones de euros en España en el último año entre la venta de activos y dar entrada a nuevos socios en determinados proyectos de renovables.
"Esperamos que 2024-2026 sean años cada vez más positivos para el sector"
No obstante, pese al actual panorama aún queda esperanza. Goldman Sachs considera que a partir de 2025 podría producirse una ligera reducción de los costes de producción de la eólica y la solar del orden del 1%-2% anual. También apunta que las políticas de Estados Unidos y la Unión Europea (UE) favorecerán la concesión de permisos y el aumento de las inversiones, pudiendo entrar en lo que denomina un "superciclo inversor" con la movilización de seis billones de capital en los próximos diez años.
"Tras un ciclo difícil (2021-2023), caracterizado por la inflación, esperamos que 2024-2026 sean años cada vez más positivos para el sector", subraya el banco de inversión estadounidense. Y es que la Ley de la Reducción de la Inflación estadounidense (IRA, por sus siglas en inglés), prevé subsidios por valor de cerca de 400.000 millones de dólares centrados principalmente en impulsar la industria de la energía verde y reducir las emisiones de gases contaminantes. Para que no se produzca una fuga de inversores hacia el país norteamericano, Bruselas ha respondido con un paquete de 225.000 millones de euros en ayudas estatales para energías renovables, tecnologías de descarbonización y medidas de eficiencia energética.
EEUU seduce a Iberdrola
Para Iberdrola, EEUU es el principal destino de sus inversiones, con más de 21.500 millones de dólares (19.723 millones de euros) para el trienio 2023-2025. La eléctrica, que ha tenido últimamente sus más y sus menos con el Gobierno, destaca la estabilidad regulatoria del país y el compromiso de las diferentes administraciones con la descarbonización. Goldman Sachs opina que para conseguir que se movilice tal cantidad ingente de dinero se debe acelerar la concesión de permisos para proyectos renovables (en España la administración está colapsada), que se incentiven tecnologías como el almacenamiento energético y se den incentivos para promover la deslocalización de la cadena de suministro en energía solar, almacenamiento e hidrógeno. También resalta que el esfuerzo inversor será mayor por el encarecimiento de materiales y las restricciones de materias primas.
La Comisión presentará a mediados de marzo una nueva "ley de industria de emisiones cero" centrada en aumentar fabricación en suelo europeo de productos estratégicos para la transición climática, como baterías, biocombustibles, sistemas de captura y almacenamiento de carbono, energías renovables o hidrógeno.Esta fijará los objetivos de producción para 2030 y simplificará las reglas, acelerando la concesión de permisos, creando una ventanilla única para inversores o desarrollando estándares europeos comunes para ciertas tecnologías.
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