Primas y subvenciones garantizan el negocio en el concurso eólico
Los grupos que pujan valoran la rentabilidad y estabilidad de un "sector refugio"
JULIÁN RODRÍGUEZ - A Coruña - 23/06/2008
Grandes y pequeños, todos los empresarios que se presentan al macroconcurso eólico convocado por la Consellería de Innovación e Industria saben que saltan con red. Y no precisamente eléctrica. Los 2.325 megavatios en liza, que colocarán a Galicia como segunda potencia eólica española, sólo por detrás de Castilla y León en el horizonte del 2016, tienen un sano objetivo: la menor dependencia energética en un momento de especial sensibilidad con respecto a las fuentes más contaminantes. Pero también presentan un atractivo de gran interés en un período especialmente delicado para la economía española: su rentabilidad. Eso explica, en parte, que la demanda de megavatios supere hasta en 20 veces la oferta que saca a concurso la Xunta. Y las primas y subvenciones establecidas para este tipo de energía ayudan a clarificar todavía más el escenario.
Sólo Castilla y León superará la potencia instalada en Galicia en 2016
El eólico, como la cogeneración, la biomasa o la solar, se encuentra englobado en lo que se entiende por régimen especial de producción; es decir, recibe subvenciones y primas establecidas por el Gobierno para su fomento. Esas ayudas representan el 25% del total de los ingresos de un parque. El sistema de retribución eléctrica, de gran complejidad, establece unos ingresos fijos para los parques menores de 50 megavatios de potencia instalada, porque a partir de ahí se considera que entra en el régimen de producción ordinario, como si se tratara de una central nuclear o de carbón.
El precio subvencionado se establece en 75 euros por megavatio producido a la hora, después de haberse rebajado a través de un decreto el año pasado, cuando esa retribución estaba situada en 95 euros. Aún así, los números salen. A partir de esta potencia de 50 megavatios, se marca una retribución decreciente en función del tamaño de la instalación: a mayores dimensiones, menor prima. Por ejemplo, un parque de 60 megavatios, fuera del régimen especial, cobraría ya 65 euros por megavatio producido.
Prácticamente todos los grupos que se presentan al concurso convocado por Innovación e Industria optan por instalar parques con una potencia media de 30 megavatios, dentro del régimen especial. Es por ello que con los 2.325 megavatios en juego, se puede dibujar ya cómo quedará el nuevo mapa eólico. Serán un total de 1.000 aerogeneradores, ya que todavía no se comercializa ninguna máquina con una potencia superior a los 2,3 megavatios, repartidos entre un total de 60 o 65 parques.
También hay otro factor que ayuda a entender el imán que representa el negocio eólico. Las grandes empresas distribuidoras de electricidad están obligadas a comprar lo que produzcan los parques; es decir, la venta de energía se garantiza por ley. El Estado también compensa a las compañías eléctricas por esas compras, a las que considera gestoras de energía en cuanto al régimen especial. Según datos de la Comisión Nacional de la Energía, las ventas en régimen especial a las empresas distribuidoras representan un 16% del total de su demanda y su aumento es constante durante los últimos años. La eólica representa actualmente la mitad de la energía que se vende en régimen especial. Así, la estabilidad en los precios, y también un marco regulador duradero en el tiempo, hacen muy atractivo este sector, calificado por algunos de los grupos pretendientes en el concurso de Industria como "refugio".
Pero el complicado dibujo realizado por las empresas en el concurso puede chocar con algunas realidades. Más allá de los problemas de conexión a la red advertidos desde el Ministerio de Industria y Red Eléctrica (las propuestas de los promotores en este sentido también puntúan en el concurso), la consellería que dirige Fernando Blanco sabe que las iniciativas no pueden dividir un mismo parque en varios para quedarse por debajo de los 50 megavatios de potencia y así mantenerse en el régimen primado. Una reciente sentencia del Tribunal Superior de Castilla y León dio la razón a un promotor que denunció la ilegalidad de otros competidores que habían "troceado" una misma instalación para seguir cobrando primas.
60.000 euros anuales por megavatio de potencia
Cada megavatio que se instalará en Galicia arroja un dividendo neto de 60.000 euros al año. Los promotores hacen muchos números, y todo influye para que salgan las cuentas: los emplazamientos, los sistemas de evacuación, los equipos, las horas de viento, nunca por debajo de las 2.000 al año... Porque también hay riesgos. Según datos del Instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE), un error del 10% en la estimación de la velocidad media del viento en un parque puede suponer desvíos de hasta un 30% en la producción de energía.
Empresarios del sector que se presentan al concurso, consultados al respecto, estiman que un parque con una rentabilidad inferior al 13% no es viable. "De hecho, sin primas, la mayoría no lo serían, y sin el mercado regulado este sector perdería interés", matizan. Sin contar con los gastos financieros; es decir, el coste de los créditos que lleva aparejada la inversión, la rentabilidad se puede situar en el 20%. "Nadie se metería en esto sin esperar obtener una rentabilidad que suponga el doble del coste del dinero", añaden. Otro cantar es que se consiga finalmente el objetivo.
El IDAE traza otro supuesto con menores beneficios. Y lo hace sobre la hipótesis de un proyecto (sin financiación) para un parque tipo, con una producción media de 2.350 horas anuales, en relación con unos gastos de explotación que evolucionarán de acuerdo con el IPC previsto y que, en consecuencia, no variarán en términos reales. En cuanto a los ingresos por venta de energía, en este caso se elige la opción de la tarifa regulada siguiendo una evolución, durante los 20 años de vida útil de la instalación, estimada en un incremento medio anual del 1,4%.
Riesgo regulatorio
En esta hipótesis, con los datos anteriores, se obtiene una tasa interna de rendimiento (TIR) del proyecto, sin financiación y después de impuestos, superior al 7%. Y sin lo que en el sector se denomina "riesgo regulatorio"; es decir, que cambie el escenario de la retribución primada.
En muchos casos, las alianzas para optar al concurso guardan un esquema similar, con tres protagonistas: gran empresa ajena al sector, entidad financiera y firma de ingeniería técnica. Es así como todos los bancos y cajas con domicilio social en Galicia se presentan a la cita, incluso por varias vías. En el caso de las constructoras, es la diversificación el principal argumento.
El País 23.6.2008
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