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.

Hablábamos ayer de las desconexiones que están empezando a producirse en los parques eólicos, alcanzando un cierto volumen anticipatorio en el mes de marzo. Lo cierto es que lo que está en juego, la madre de todas las desconexiones, son los denominados ‘procedimientos de operación’. Un procedimiento de operación permite, entre otras cosas, por motivos de seguridad a Red Eléctrica conexionar (ordenar que entren en funcionamiento instalaciones de generación), desconexionar de la red (apaga centrales o corta a los parques eólicos), administrar la incorporación de energía a la red de transporte, actuar con los usuarios que tienen interrumpibilidad o cualquier otra decisión que recae en el ámbito de su actividad sobre el funcionamiento, organización y ordenación del sistema.

En este caso, los procedimientos que tienen que ver con las desconexiones de los parques eólicos son los denominados 3.2 y el 3.7. Estos procedimientos, establecen cinco causas para justificar las instrucciones de reducción (desconexión o recorte) de producción a los operadores renovables. Cuatro de ellas parecen más definidas o concretas. Hay una quinta más abierta. En todo caso, estos dos procedimientos indican únicamente las causas que obligan a cortar, pero no las cantidades a reducir. Las razones que se incluyen en estas causas son: existencia de huecos de tensión, congestión en el sistema (para garantizar la estabilidad de la red), existencia potencial de un cortocircuito, viabilidad de los balances de potencia (también denominadas, rampas). El quinto argumento, es la justificación más ambigua o, mejor dicho más opaca, es la denominada existencia de excedente de generación. Es decir que “sobra” energía en el sistema.

Según las fuentes consultadas estos procedimientos de operación adolecen de tres problemas principales: el primero es que un procedimiento de operación (un mecanismo de actuación meramente operativo) se ha convertido, en la práctica, en un procedimiento de microrregulación, lo que es una forma muy poco sólida de regular en manos de la ‘técnica operativa’ de REE. En segundo lugar, la figura de los «excedentes de generación» es de compleja (o imposible) interpretación, y en la que entran muchos factores como las predicciones, la energía de base, las tecnologías de punta, etc…. Finalmente, y aunque en una desconexión se comunica la causa desde el operador de sistema, al final no existe un protocolo intrínsecamente técnico que diga que cantidades que hay que desconectar. De facto, esto se traduce en que estas órdenes se materializan en un mandato directo desde el operador de sistema, sin muchas más explicaciones.

Una de las cuestiones que también está en juego es la aparición de ‘huecos de tensión’. Eventualidad para la que los parques eólicos deben estar preparados, algo que es un requerimiento legal desde la aprobación del R.D. 661/2007 y se está en fase de adaptación del parque eólico. Según los datos, de los 15.000 MW actualmente instalado, 2.000 están completamente adaptados a esta situación en estos momentos (los mas recientes, puesto que tecnológicamente ya es posible) y en 2009, quedarán adaptados más de 10.000 MW. Existen 3.000 MW que, por la antigüedad de los mismos o por sus tecnologías, se duda de que puedan adaptarse para cubrir estos huecos de tensión. Por tanto, las desconexiones por este motivo deben ser cada vez menores.

Fuentes del sector consultadas y de diversos operadores, entienden las desconexiones ocurridas durante el mes de marzo son más un aviso o un indicador, que permita afinar esta operación para el futuro de crecimiento de la potencia eólica. Por otra parte, no ocultan que existe diálogo con el operador de sistema en torno a esta cuestión que valoran como razonable. Su objetivo es que fruto de estas conversaciones se pueda ‘objetivizar’ la aplicación de estos procedimientos, sobre todo en las causas más ambiguas o interpretativas. Según manifiestan, la actitud en estos momentos de Red Eléctrica de España es más aperturista que la de los primeros momentos de la energía eólica, en que la desconfianza era total (algo que manifiestan como generalizado en los operadores de sistema europeos en su momento). De todas formas, siguen existiendo ciertas suspicacias ante estas tecnologías, aunque parece que las asperezas se han ido matizando en el trabajo conjunto, pero también aseguran que queda mucho por hacer y este es uno de los casos.

En resumen, parece que es necesario objetivar estos procedimientos técnicos de desconexión de la energía eólica, dado que en el futuro se podrían dar situaciones que afectarían a las inversiones realizadas, en la medida que no cuentan en sus estimaciones con las previsiones de cortes, máxime si no se puede concretar en qué situaciones se producirían los mismos, fruto de una posible y calculada ‘discrecionalidad técnica’.

Por otra parte, también se apunta a la necesidad de superar las propias limitaciones del sistema eléctrico: la necesidad de desarrollo de infraestructuras de transporte para la evacuación de la energía, capacidad de que los nodos de la red permitan la conexión por encima de los 500 MW (límite fijado por REE), de forma que que dejen ser cuellos de botella, en la medida que es casi imposible que todos operen simultáneamente, lo que daría un aprovechamiento más eficiente al sistema. Y, claro está, la transparencia en los procedimientos que permita conocer el impacto con mayor precisión de estas desconexiones y su alcance.

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.