La necesidad de diversificación y los flujos estables que ofrecen sectores como el energético explican la entrada de lleno de las empresas constructoras en la reestructuración del mercado energético. Por ello, desde el sector constructor, se conocen las bondades de la diversificación, en un sector afectado como pocos por el ciclo económico.

Así, bajo la premisa de convertir en estables los flujos de caja recibidos, los constructores han sido protagonistas de relevantes operaciones en los más diversos sectores, y no sólo en el energético, tanto a nivel nacional como internacional. El nexo general de este tipo de operaciones suele ser que las empresas objetivo están en sectores regulados y mantienen unos ingresos recurrentes. Algo que se está comprobando en las cuentas del primer trimestre de 2008, en el que los rigores sobre el sector inmobiliario y constructor se han acentúado.

Las constructoras, en el marco de un proceso de ajuste en su actividad principal han visto deteriorarse sus cuentas en el primer trimestre, que crecen sólo gracias a estos resultados Endesa, Repsol, Fenosa y los extraordinarios. Hágamos un repaso rápido a esta relación entre empreas energéticas y constructoras, que han permitido ‘salvar’ las cuentas del primer trimestre.

– Resultados conjuntos de las eléctricas en el primer trimestre

En conjunto, las principales eléctricas ganaron 2.357 millones de euros en el primer trimestre del año, un 59% más que en el mismo periodo de 2007, fruto principalmente del resultado del negocio exterior de las mismas y las renovables. El negocio eléctrico se caracterizó en el primer trimestre por el aumento de los costes de generación relacionado con el encarecimiento de los combustibles, por la subida del precio de la tonelada de CO2 y por una caída de la hidraulicidad del 63%, que contribuyó a un fuerte incremento de la producción de ciclos combinados.

– Moderación de los resultado en España

En conjunto del sector eléctrico, en España, la demanda registró un crecimiento moderado, del 2,6%, lo que contribuyó a que el negocio nacional registrara una progresión modesta, que en el caso de Iberdrola fue del 4,2% en términos de Ebitda, y del 4,5% en el de Endesa. Junto a esto, la detracción de los derechos de emisión de CO2 de la retribución de las eléctricas, contemplada en el real decreto 11/2007, hizo que las compañías dejaran de ingresar 236 millones de euros, de los que 106 corresponden a Endesa, 84 a Iberdrola, 32 a Unión Fenosa y 14 a HC Energía.

– Resultados por empresas

Los resultados globales del sector reflejan la fuerte progresión de Iberdrola, que multiplicó por 2,6 su beneficio. Por volúmen total, lberdrola es quien ha publicado mayores resultados, gracias a la consolidación de Scottish Power y al fuerte crecimiento, del 90%, en las cuentas de la filial de renovables. Así, el beneficio de Iberdrola se situó en 1.204 millones, mientras que Endesa, ganó 662 millones y registró una mejora en sus ganancias del 4,6%

En este sentido, Endesa ha permitido cambiar el perfil de las cuentas de Acciona que posee el 25 % de la eléctrica. En este primer trimestre, Endesa supuso el 63,7% del ebitda de la constructora de 636 millones y el 50% del beneficio antes de impuestos, gracias al aumento de sus ingresos en un 35,5% más, hasta 341 millones; mientras que la participación del 25% que tiene el grupo en Endesa se ha traducido en otros 1.292 millones. Esto en un contexto en el que Acciona ha ha visto cómo la facturación de su división de infraestructuras ha caído un 13,7%; y un 38,3% la del área inmobiliaria.

No obstante, la financiación de esta adquisición también tiene su reflejo en los gastos financieros (297 millones) y en las amortizaciones (204 millones), de forma que reduce tres cuartas partes del ebitda, hasta dejar el beneficio antes de impuestos en 209 millones. Descontando impuestos, la ganancia neta de Acciona se sitúa en 154 millones, un 9,5% más de los que ganó en el primer trimestre del pasado ejercicio.

Por su parte, Unión Fenosa también ha recogido en sus cuentas los resultados de la la mayor actividad de las centrales de gas. La compañía presidida por Pedro López Jiménez ganó 454 millones, un 39% más, junto con las plusvalías de las ventas de Meralco y France Telecom realizadas entre enero y febrero. En el caso de ACS, Fenosa inyectó 108 millones al beneficio de la constructora presidida por Florentino Pérez, el 18% del total. Hay que tener en cuenta también la participación de ACS en Iberdrola como flujo para este grupo constructor y de servicios.

En cuanto a HC Energía, la filial de EDP acusó el encarecimiento de los combustibles y los precios del CO2, y redujo un 41% el beneficio hasta 37 millones. La parada por revisión técnica de la central de Soto 3 influyó a la caída de sus ganancias.

– Sacyr Vallehermoso y Repsol

En el caso de Sacyr Vallehermoso, ocurre algo similar. Su 20% en Repsol representó casi el 89% de su beneficio neto que hasta marzo, ganó 205 millones de euros, un 1% más que en 2007. Con ello se compensa la caída de ingresos por la venta de viviendas (que ha sufrido un descenso del 71,81%), lo que ha represetnado una caída de ingresos del 25,6% y un desplome del 68,7% de su ebitda hasta 23,4 millones.

En conjunto, la política de dividendos de las energéticas puede configurarse como un balón de oxígeno para las constructoras y sus participadas, proporcionando una financiación muy necesaria en momentos de ajsute y sequía de crédito al sector.

En el mes de marzo, ha quedado esta nueva realidad en el funcionamiento de los parques eólicos: las desconexiones no programadas. La consecuencia principal es que dejan de verter su energía a la red Si bien, mes tras mes, se están batiendo todos los récords de generación por este tipo de tecnologías, es en este momento, cuando han empezado a producirse, las desconexiones a los parques eólicos o como también se denominan “recortes de producción” a los parques eólicos. Desconexiones ordenadas desde el Red Eléctrica en su actividad como operador del sistema eléctrico. Y es que la potencia instalada eólica empieza a ser ya muy importante, por lo que los efectos a estas tecnologías de relativa reciente incorporación pueden empezar a ser relevantes a medio plazo y, por ello, se observan con cierta preocupación desde las empresas y el sector.

Por un lado, expertos consultados afirman que la energía eólica está mejorando notablemente sus niveles de predicción de cara a que sus previsiones de generación se incorporen en la energía negociada diariamente en el mercado. La existencia de series estadísticas más prolongadas de viento permite, por un lado afinar más las estimaciones de generación de energía por esta tecnología. Eso, junto al aumento parque instalado, permite que se realicen ofertas al mercado eléctrico cada vez mayores por parte de las empresas eólicas. En este sentido, el operador del sistema mantiene ciertas reservas ante esta creciente realidad, debido fundamentalmente a los niveles de variabilidad que, anteriormente, en fases más incipientes, tenían los parques eólicos en contraposición con tecnologías convencionales como la térmica o la nuclear. Se podría decir que es una especie de desajuste o crisis de crecimiento.

Por otra parte, la mayor facilidad para efectuar las desconexiones de los parques eólicos frente a otras tecnologías, hace el resto (no es lo mismo que deje de funcionar una central térmica o nuclear, cuya operación es mucho más compleja, que un parque eólico). Lo que en la práctica deja la puerta abierta a la priorización de energías, es decir que por la vía de la operativa del sistema, se pueda alterar la obligatoriedad de que el sistema absorba la totalidad de las energías renovables y de régimen especial.

Del mismo modo, la existencia o disponibilidad de centros de control de los parques eólicos facilita al operador de sistema la operativa de la desconexión de los parques. Una consecuencia perversa de contar con más y mejores mecanismos de control y de gestión desde los operadores, incide en que a éstos se les pueda ‘penalizar’ más a través de las desconexiones, teniendo en cuenta que suponen una pérdida de retribución por energía no entregada finalmente. En todo caso, la existencia de este tipo de centros, también ayuda a Red Eléctrica en su actividad de operación del sistema.

Hasta el momento, el volumen de estos cortes en términos económicos conjuntos para los parques no es alto. Pero es indicativo. Los que se produjeron en el mes de marzo, se cifraron en un total aproximado de 3 millones de euros. Lo preocupante ante la importancia de esta tecnología (presente y futura según el desarrollo del Plan de Energías Renovables) es que su impacto pueda ser creciente y lo que evidencia es la necesidad de articular adecuadamente los procedimientos de operación de los parques en el sistema eléctrico, habida cuenta de que ha cambiado la configuración de la generación y la competencia por entrar en el mercado de las distintas tecnologías existirá.

En todo caso, el hecho de que se desconecten los parques eólicos, en términos de analogía, sería como desembalsar agua sin que las turbinas de las presas generen energía o quemar el carbón por quemarlo. Es decir un desperdicio de una potencia disponible (y como su nombre indica, renovable, para el sistema).

¿Por qué se producen estas desconexiones? ¿Por qué desconecta Red Eléctrica los parques eólicos? ¿Cuáles son las causas y procedimientos técnicos? Lo sabremos en el próximo capítulo (mañana)

Una de las cuestiones encendidas encima de la mesa del nuevo Secretario General de Energía, Pedro Marín,es la resolución de la trampa regulatoria operada en las postrimerías de la anterior legislatura con respecto a la energía solar fotovoltaica. Asunto, en el que sin duda, el nuevo equipo se tendrá que documentar y empezar a actuar con bastante celeridad, a la vista del calendario nada fácil que ha recibido de la administración anterior. Con seguridad, ya se estarán produciendo los nuevos acercamientos entre el sector y el nuevo equipo del Ministerio de Industria para salir de la parada técnica en que se encuentra.

Está encendida la cuestión, porque si hacemos un poco de historia nos damos cuenta de cómo se articula el proceso en una sucesión poco afortunada de acontecimientos. En primer lugar, en la negociación del R.D. 661/2007 (el que sustituía al R.D. 434/2004), se produjo una concentración de los esfuerzos en la acción regulatoria en torno a las primas de energía eólica. Eso provocó que la regulación de otras tecnologías presente signos de desafinación, con desajustes en algún caso de mayor grueso calibre como es el caso en que nos ocupa. Sobre todo, porque estamos también ante una forma de ‘inversión popularizada’ cuyo modelo que ha acabado con más de 17.000 paneles instalados y ya cuenta con casi 600 MW instalados, cuadriplicando en dos años la potencia instalada.

En el caso de la energía solar fotovoltaica, esa desafinación consistió en su propia definición normativa: un sistema de cupos (1.200 MW como tope en el Plan de Energías Renovables), capaz de provocar una avalancha de proyectos e instalaciones que buscaban razonablemente acogerse a los volúmenes y plazos del decreto, de forma y modo que en pocos meses, tras la aprobación del R.D. 661/2007, saltasen todas las costuras y previsiones (que brillaban por su ausencia).

Tanto es así, que sin querer cebarse en errores del pasado, hay que recordar el episodio ominoso de la corrección de errores (que reducía el plazo a seis meses para los proyectos en función del cumplimiento de los objetivos del PER y que debía dictar la Comisión de Energía) y la corrección de la corrección de errores, un día más tarde, devolviendo al plazo que creaba la ley de un año. La torna de la torna.

Ello puso a los agentes y la Administración encima de la mesa, con un proceso negociador, del estilo del que estábamos acostumbrados en la ‘temporada pasada’. Con desfases y suspensiones temporales a prueba de las técnicas negociadoras win-win que se explican en las Escuelas de Negocios. Dicen los argentinos, que para bailar un tango son necesarios dos, y a veces, en este proceso había una manifiesta sensación de que el baile no era ‘agarrado’. Desaires, aplazamientos y acercamientos, con un componente más político que gestor han definido los meandros de ese proceso. Si a esto le añadimos el paréntesis de las elecciones, el escenario está dibujado.

Actualmente, podemos ver como los efectos de la mejora de las tecnologías en este sector y de sus eficiencias (traducidas en términos de costes o de traslación de los mismos a los proyectos), no se transmiten al mercado como deben, fruto de este procesos regulatorio actual, tan atrabiliario, que ha creado un cuello de botella en la inversión a realizar por los agentes y en los procesos de retorno previstos de las mismas. Consecuencias: movimientos pendulares que generan una sensación que circula de la euforia a la inquietud, que afecta también al posicionamiento de las entidades que financian estos proyectos. Condicionados por una regulación provisional e interina, el futuro del fatídico 30 de septiembre, genera un suspense inducido en este sector, que afecta al día después, como una sombra sobre la viabilidad de proyectos posteriores y a los que estando su ejecución en marcha puedan existir dudas por distintos motivos de su entrada en funcionamiento en el plazo señalado.

Por otra parte, el plazo de expiración de este Real Decreto está ahí, a la vuelta de la esquina, al 30 de septiembre de 2008. Un plazo que se ve profundamente recortado, si se tienen en cuenta aspectos que inciden en el mercado, desde los lógicos en todos los proyectos en que es necesario ejecución de obras, los procesos de verificación e incorporación a la red, problemas en el suministro de equipos, entra otras cuestiones. Quiere decirse que estamos de facto en el borde ya de extinguir el plazo y probablemente se deba articular un proceso transitorio a tenor de lo que es una realidad de mercado, para garantizar un proceso ordenado en las inversiones realizadas.

Según se ha podido conocer, el sector plantea una fórmula de primas decrecientes progresivas en función de volúmenes alcanzado, y que de partida supone una reducción de entre el cinco y el quince por ciento de las primas actuales. Lo que está claro es que, tras la correspondiente negociación, el resultado tiene que ser un mecanismo estable y menos emboscado y perverso que el actual, de forma que otorgue seguridad jurídica y se ‘normalice’ la dinámica de mercado.

En suma, estamos delante de una cuestión que vuelve a poner de manifiesto la importancia de la buena regulación, de la necesidad de pensar en la estabilidad regulatoria y los procesos inversores, de no incorporar mecanismos de intervención que alteren la dinámica de los mercados y del proceso inversor, de configurar un sector en el medio y largo plazo, partiendo de una visión estratégica y no dogmática. La Administración tendrá que definir, por tanto, el presente y el futuro de esta tecnología y su marco normativo, con miras a esa mayor estabilidad sectorial, con arreglo a la visión estratégica del largo plazo de esta tecnología y con respeto y conocimiento de los procesos inversores y de financiación asociados.

Hay vida después de septiembre.