Crecimiento condicionado por la inestabilidad regulatoria

La industria eléctrica, la tradicional y la de régimen especial, se revela ante los continuos cambios normativos a los que se somete al sector. Reducir el déficit de tarifa y ofrecer un suministro eléctrico competitivo parecen ser cuestiones incompatibles que acaban por impactar directamente en el desempeño industrial del país.

FRASE: Sobre la demanda, en los últimos cinco años, la potencia máxima demandada se ha visto reducida desde los 44,5 GW del año 2009 hasta los 43,5GW del año 2012, lo que representa una reducción del 2,24%, debido a la crisis.

FRASE: Desde hace algo más de dos años, el gobierno español a encadenado una serie de reformas de menor y mayor calado que en opinión del sector no han hecho más que aportar inestabilidad al sector sin solucionar de raíz el problema del déficit de tarifa.

FRASE: Otra de las grandes cuestiones anunciadas, y la que mayor rechazo ha generado entre los productores de energía alternativa, es la eliminación del sistema de primas a las energías renovables: se abandona el sistema de subvenciones sustituyéndose por un modelo basado en la rentabilidad de las inversiones que, además, tiene carácter retroactivo.

FRASE: Confiados en que la cogeneración es una herramienta clave de competitividad energética para la reindustrialización de España, desde Acogen piden al Gobierno una profunda modificación de la propuesta, ya que el nuevo escenario hace que una parte sustancial de las instalaciones dejen de ser rentables.

FRASE: Es injusto que una tecnología como la eólica, que es la primera fuente de electricidad de España, que baja el precio del mercado eléctrico, exporta tecnología y reduce el déficit de la balanza comercial se vea abocada a la deslocalización de su industria, a la venta de activos y al ajuste de sus plantillas, señalan desde AEE.

Constanza Saavedra

En 2013, las compañías eléctricas con actividad en España –Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa y EDP España– ganaron 6.021 millones de euros, un 5,9% menos que en 2012, cuando alcanzaron los 6.247 millones. Según la patronal del sector, UNESA (http://www.unesa.es/), este retroceso es la consecuencia directa de los constantes cambios regulatorios a los que se ha visto sometido el sector desde marzo de 2012, cuando se llevó a cabo la primera de la última batería de modificaciones en la regulación energética que, entre otras medidas, estableció una rentabilidad del 6,5% para la actividad de distribución pero incorpora recortes en determinados pagos regulados que reciben las eléctricas. Pese a estas iniciativas, el gran tema del sector, el conocido como déficit tarifario –la diferencia entre el coste de generación del suministro eléctrico y su precio de comercialización– se sitúa en 30.000 millones de euros, “una cifra que no es muy lejana del rescate bancario", según destaca Eduardo Montes, presidente de UNESA.

“La situación del sector eléctrico es francamente crítica", comentó Montes en la presentación del libro “La energía que precisamos. Lo que el directivo debe saber sobre el sector energético’” (http://www.fundacioncede.com/pdf/energia-que-precisamos-fundacion-cede.pdf) editado por la Fundación CEDE, reconociendo que el sector se debate en la actualidad entre la necesidad de optar por una mayor liberalización del mercado o bien volver al modelo de intervención, que es en opinión de Montes lo que está ocurriendo a través de la reforma energética.

EN UN REQUADRE

Radiografía del mercado eléctrico español

En términos generales, el sector eléctrico en el continente es marcadamente doméstico, donde cada país está volcado a producir la demanda eléctrica que le exige su mercado. Pese a la continua llamada política hacia la unión energética y el mercado único, y pese a existir la tecnología para concretarlo, la electricidad se genera de manera local.

Según el análisis de la Fundación CEDE en la publicación “La energía que precisamos”, España y Portugal forman una “isla energética”: el intercambio de electricidad con el resto de Europa no llega al 5% del consumo interno. ¿Los motivos? Desde la falta de infraestructura de distribución de gran capacidad o la mayor competitividad del sistema de generación francés, basado en la energía nuclear, que bloquea cualquier iniciativa de exportación de la energía generada en la península.Y no por una cuestión de amenaza de mercado, sino porque la energía eléctrica española es una de las más caras de Europa a consecuencia, principalmente, de la denominada tarifa de acceso, donde se incluyen costes ajenos a la generación en relación a la política energética o, hasta ahora, las primas al régimen especial.

Sobre la estructura del “mix” –la combinación de las diferentes fuentes de energía que conforman el suministro eléctrico– es bastante equilibrada, “pero en constante modificación hacia una polarización”, según destaca la publicación. En ese sentido, la generación a partir de recursos fósiles esta dejando paso a las renovables y los ciclos combinados a gas natural. Sobre la demanda, en los últimos cinco años, la potencia máxima demandada se ha visto reducida desde los 44,5 GW del año 2009 hasta los 43,5GW del año 2012, lo que representa una reducción del 2,24%, debido a la crisis.

En relación a los resultados de las grandes eléctricas españolas en 2013, Iberdrola (http://www.iberdrola.es/inicio), con ganancias de 2.572 millones y pese a haber sufrido una disminución del 7%, fue la eléctrica con mayores beneficios, por delante de Endesa (http://www.endesa.com/es/home), que ganó 1.879 millones, un 8% menos. EDP España (http://www.edpenergia.es/institucional/es/edp-espana/) recortó un 18% el beneficio, hasta 125 millones, y Gas Natural Fenosa (http://www.gasnaturalfenosa.com/es/1285338501612/inicio.html) se convirtió en la única en tener crecimiento con un 0,3%, llegando a los 1.445 millones.

S’ACABA EL REQUADRE

Inestabilidad regulatoria

Desde hace algo más de dos años, el gobierno español a encadenado una serie de reformas de menor y mayor calado que en opinión del sector no han hecho más que aportar inestabilidad al sector sin solucionar de raíz el problema del déficit de tarifa.

En marzo de 2012, apremiado por el Tribunal Supremo, el Ministerio de Industria aplicó los primeros cambios al recibo de la luz como respuesta a la orden de cubrir con carácter de urgencia parte del agujero del sistema, unos 3.147 millones de euros. Ese mismo año, en septiembre, se anunció el gravamen de un 6% a los ingresos de las empresas de todas las tecnologías de generación eléctrica, además de otros impuestos para el resto de tecnologías del pool energético incluidas las nucleares, con el que esperaba ingresar más de 2.700 millones de euros para reducir el déficit. Casi un año después, en julio de 2103, el Consejo de Ministros lanza la que denominó“la reforma eléctrica definitiva”, que reparte los esfuerzos entre todos los implicados en el sector para aportar al sistema 4.500 millones de euros anuales.

Además de un aumento directo de un 3,2% en el recibo de la luz, este último cambio regulatorio impuso recortes tanto a las eléctricas tradicionales como a las renovables que, según estimaciones del sector, les supondrán 2.700 millones de euros menos en sus cuentas. Asimismo, la reforma crea un nuevo sistema retributivo para la distribución y el transporte de la electricidad, que supone una fuerte rebaja de lo que ingresan las compañías en esta partida. Otra de las grandes cuestiones anunciadas, y la que mayor rechazo ha generado entre los productores de energía alternativa, es la eliminación del sistema de primas a las energías renovables: se abandona el sistema de subvenciones sustituyéndose por un modelo basado en la rentabilidad de las inversiones que, además, tiene carácter retroactivo.

La medida no contentó prácticamente a nadie y la respuesta desde diversos actores del mercado eléctrico no se hizo esperar. La patronal UNESA calificó la reforma eléctrica anunciada por el Gobierno como “una oportunidad perdida de resolver los problemas del sector”, ya que las nuevas medidas no actúan sobre el que consideran el principal problema: el hecho de que la tarifa incluya partidas ajenas al suministro de energía eléctrica.

“Esta nueva regulación destruye el valor de las compañías y no permite tomar las decisiones de inversión pertinentes para garantizar la cobertura de la demanda más allá de la crisis”, comenta Eduardo Montes, presidente de UNESA. “La nueva normativa introduce incertidumbre y condena a las empresas eléctricas a seguir soportando en sus balances un déficit de tarifa al que, finalmente, no se ha puesto solución”.

Fuertemente tocados por el cambio legislativo, los productores de energías alternativas son los que han liderado el mayor rechazo a la reforma. En el caso de la cogeneración, una docena de asociaciones industriales se han adherido al manifiesto promovido por la patronal Acogen (http://www.acogen.es/), que representa a las industrias que utilizan el calor sobrante de sus procesos de producción para generar electricidad. Confiados en que la cogeneración es una herramienta clave de competitividad energética para la reindustrialización de España, piden al Gobierno una profunda modificación de la propuesta, ya que el nuevo escenario hace que una parte sustancial de las instalaciones dejen de ser rentables.

"La reforma eléctrica maltrata a la cogeneración, penalizando precisamente a las industrias y actividades que contribuyen a la eficiencia energética del país", denuncia Acogen en un comunicado. "Desde que se iniciara la reforma eléctrica, impuestos al gas, a la generación, al CO2 y otros recortes han ido golpeando a la cogeneración hasta llevar a las plantas a las pérdidas operativas. Las industrias asociadas están viendo disparar sus costes energéticos poniendo en riesgo su capacidad de producir, competir, exportar, mantener la actividad y el empleo", sentencia.

La industria eólica también ha plantado cara al paquete de reformas. Y es que el impuesto del 6% de la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética tiene para la eólica un impacto negativo previsto para el primer año de vigor de la normativa de 241 millones de euros."No tiene sentido desde ningún punto de vista que la tecnología más eficiente, que percibía en 2013 tan solo el 26% de las primas pero aportaba el 49% de la generación del Régimen Especial sea la más afectada", dice la patronal eólica AEE (http://www.aeeolica.org/) en un comunicado."Es injusto que una tecnología que es la primera fuente de electricidad de España, que baja el precio del mercado eléctrico, exporta tecnología y reduce el déficit de la balanza comercial se vea abocada a la deslocalización de su industria, a la venta de activos y al ajuste de sus plantillas", argumenta la asociación.

Por si no fuera suficiente, la supresión del modelo de subastas trimestrales para fijar el precio de la luz implicará la devolución a los consumidores de 269,07 millones de euros por parte de las eléctricas, según un estudio realizado por el Instituto de Estudios Bursátiles (http://www.ieb.es/), por haber aplicado en el primer trimestre del año un coste superior al posteriormente fijado por el Gobierno para ese periodo. Para la refacturación, el 79% del impacto de la medida recaerá sobre las comercializadoras.

El temor a la inversión

Quizá el impacto más inmediato y dramático de la serie de medidas legislativas anunciadas en los últimos dos años ha sido la ralentización de las inversiones de las eléctricas. Según apunta la Fundación CEDE, “las grandes compañías del sector tienen sus centros de decisión fuera del territorio español, que en su momento fueron inversiones que confiaron en el entorno regulatorio español para convertirse en importantes agentes de la industria eléctrica”.

Endesa ya ha anunciado que reduce sus inversiones en España al mínimo obligatorio sin descuidar "los niveles satisfactorios de calidad”. La compañía ha recortado un 33% sus inversiones en España y Portugal en 2013, unos 600 millones de euros, y trabaja en la optimización de su estructura de costes “como respuesta a un escenario en el que la demanda no está subiendo y un impacto de 1.300 millones de euros de las nuevas medidas regulatorias”.

En la misma línea, Iberdrola ha sido tajante: “el regulador dice que sobran inversiones en redes y generación y si el regulador dice eso para qué lo vamos a hacer”, ha explicado Ignacio Galán, presidente de la compañía, durante la presentación de resultados de la eléctrica, añadiendo que “las inversiones irán destinadas principalmente a los proyectos energéticos y países que disfruten de una regulación predecible y estable”, esto es Reino Unido, con un 41% del total, Estados Unidos, con un 17%, y Latinoamérica, con un 23%. Por citar otras reacciones, EDP Renováveis ha cifrado en 71 millones el impacto de la reforma energética en las cuentas de la compañía, anunciando que si se presenta la posibilidad de vender activos minoritarios en España se estudiará, “aunque si los inversores no han aparecido es porque no hay estabilidad regulatoria”.

En otro ámbito pero dentro del mix eléctrico, Nucleonor (http://www.nuclenor.org/), titular de la central nuclear de Santa María de Garoña, ha anunciado que está a la espera de que se resuelva la "situación compleja" del mercado eléctrico. La central se encuentra en cese de actividad desde julio de 2013, pero ya había dejado de producir electricidad en diciembre de 2012 a raíz del anuncio de un nuevo impuesto al combustible.

Fuera del sector eléctrico, la industria papelera, consumidora intensiva de energía, también ha dejado patente su malestar con el nuevo escenario normativo. El Grupo Europac (http://www.europacgroup.com) ha cancelado un proyecto de inversión por importe de 160 millones de euros vinculado al aumento de su capacidad de producción en su fábrica de Dueñas (Palencia) que se encontraba en proceso de decisión, al considerarlo "inviable" con el actual marco regulatorio eléctrico.Según informó la compañía, “la aplicación de la reforma energética representa una pérdida de competitividad del 9% del papel fabricado en España”. Con ese argumento, Torraspapel (http://www.torraspapel.com) amenaza con la deslocalización por la difícil situación en la que deja a sus exportaciones al haber visto aumentados un 25% sus costes energéticos con la reforma. La compañía cuenta con seis plantas papeleras en España y emplea a 2.300 trabajadores directos y ha invertido 51 millones de euros en la construcción de plantas de cogeneración eléctrica para reducir su factura energética y hacer más competitivo su negocio.

EN UN REQUADRE

El sector industrial ante los cambios del sector eléctrico

En el año 2007 se facturaba 68,22 €/MWh al sector industrial. En 2012 el precio alcanzó los 89,03 €/. A la luz de estos datos, España tiene la segunda tarifa más cara de Europa en el sector doméstico y la cuarta en el sector industrial.

Según analiza Mónica Melle, profesora titular de Economía Financiera de la Universidad Complutense de Madrid, en el blog Economismo (http://blogs.elpais.com/economismo/2014/02/aflorar-el-recibo-de-la-luz.html) “desde la implantación de las subastas eléctricas en 2009, el coste de la energía comprada en la subasta se ha incrementado en un 15% sobre el coste en el mercado diario”. La experta apuesta por modificar el tipo de mercado mayorista, al estilo de otros países europeos donde “una parte importante del consumo eléctrico industrial se realiza a través de contratos bilaterales o a largo plazo”, para lo que sería necesario “realizar auditorías de costes de las eléctricas en generación y distribución y activar un mercado de largo alcance”.

El principal problema de la falta de competitividad del coste eléctrico para la industria se sitúa en el déficit estructural del sistema, lo que empuja al alza al suministro. Para Miguel Ángel García, profesor colaborador de la Universidad Rey Juan Carlos de Madrid, el componente político tiene mucho que ver, ya que el sistema español está “viciado de origen” al no estar apoyado en el coste real de producción, sino en los ingresos que necesitan las empresas productoras para hacer rentable mantener una capacidad potencial de producción un 60% superior a la necesaria. En la misma línea, Guillermo de la Dehesa, presidente del Center for Economic Policy Research (http://www.cepr.org/) cree que las subvenciones a las renovables “empezaron demasiado pronto y demasiado rápido”, lo que supuso que en 2008 ya estuviera instalada el 76% de la capacidad, “cuando eran todavía muy incipientes y caras”.

Otro de los temas que afecta directamente al sector industrial tiene que ver con el incentivo interrumpibilidad, el servicio que recibe la industria intensiva en consumo de energía por desconectarse del sistema cuando existen picos de demanda. Con las nuevas reformas, se supera el modelo de fijar una cantidad a priori para todo el año pasando a una suerte de “subastas de reloj descendente” donde la industria tendrá que competir por intentar cobrar por este servicio. Se realizarán diversas convocatorias independientes, en las que en cada una de ellas se celebrarán sucesivas pujas, con dos productos de potencia interrumpible –uno de reducciones de demanda de 5 megavatios y otro, de 90– hasta cubrir el requerimiento esperado.

Según un estudio realizado por KPMG, el nuevo mecanismo de interrumpibilidad para los grandes consumidores puede elevar entre 15,5 y 17,8 euros por megavatio hora (MWh) el precio de la electricidad para las plantas siderúrgicas, lo que implica incrementos cercanos al 30 por ciento sobre el mercado. Según la Unión de Empresas Siderúrgicas (http://www.unesid.org/) para algunas empresas el nuevo mecanismo supondrá pasar de un beneficio bruto de explotación positivo a otro negativo, “lo que las dejará fuera del mercado y puede hacer inviable su actividad”. En concreto, el recorte al incentivo alcanzará el 80 por ciento en las plantas más modulables.

Futuro: qué dicen los analistas

Con un escenario tan inestable, las previsiones que los analistas financieros hacen de las inversiones en el sector eléctrico ayudan a entender cuál debería ser el comportamiento de la industria para el futuro inmediato. Se espera que en 2014 cambie la tendencia de disminución en los ingresos y que los beneficios comiencen a retomarse a partir de 2015. Así, a partir del próximo año, las ganancias de las tres mayores eléctricas españolas deberían crecer de media casi el doble que sus comparables europeas, empujadas principalmente por sus negocios fuera de la península. El sector eléctrico, bastante ignorado por las empresas de inversión en los últimos dos años, comienza a ser incluido entre las opciones de compra recomendadas por analistas como Berenberg (http://www.berenberg.de/en/home.html). Iberdrola y Endesa serían dos de sus principales apuestas europeas.

En el caso de Iberdrola, los analistas opinan que su crecimiento ya no se ve obstaculizado por los cambios retroactivos en la regulación española, ni tampoco sufre la disminución de los precios de la energía a los que se enfrentan algunos de sus pares europeos. Según Berenberg, “la eléctrica estima tener una evolución al alza de más del 4% de media anual respecto a los previstos para el ejercicio 2014". En el caso de Gas Natural, después de dos años de caída en beneficios, el mercado espera que 2015 también sea su año y que pueda alcanzar los 1.464 millones de euros. Además, la operatividad de la ampliación del canal de Panamá supondrá que puedan transitar por esa ruta el 90% de la flota de buques metaneros que necesita la compañía, lo que supondrá un ahorro de 200 millones anuales en costes por el transporte del combustible.

Endesa también pasaría desde el retroceso de 11% en 2013 y un 5% en 2014 a un incremento del 6% en sus ganancias en 2015. Se quedará lejos aún de los beneficios récord obtenidos en años como 2010, lo mismo que ocurrirá con Iberdrola, pero ambos gigantes de la electricidad ya están buscando las vías para