Energías renovables, estabilidad en una marejada regulatoria

Las medidas para frenar el impacto de la escalada del precio del gas afectan a las empresas energéticas con más recursos y durante un breve plazo

La aprobación del Real Decreto-ley 17/2021 del 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, vuelve a poner de actualidad la conveniencia o no de una intervención gubernamental en el mercado eléctrico, de si esta cumplirá adecuadamente con los objetivos pretendidos, o de si es compatible con las estrategias de largo plazo en materia energética. A este respecto, creemos que debemos tomar, bajo una opinión informada, una posición respecto al impacto en nuestros clientes públicos y privados que a día de hoy participan con mayor o menor integración en la cadena de valor del sector eléctrico.

Vaya por delante que la complejidad de la situación afecta tanto a las acciones del regulador como a la visibilidad en el impacto de medidas que, tomadas bajo un clima de urgencia, podrían ser indicativas o no de planteamientos permanentes a futuro. Así, la interrelación de un mercado marginalista de fijación de precios, con una tarifa eléctrica indexada al pool como base de un sistema en avanzada transición hacia la sustitución de tecnologías contaminantes, en manos mayoritariamente de grandes compañías integradas que dominan el mercado en generación e inversión renovable es un campo de juego de enorme complejidad y sensibilidad.

Si a ello le sumamos la voluntad del Gobierno por reducir el impacto de la coyuntura actual de precios récord en el mercado eléctrico –dentro de un marco regulatorio que desde 2013 persigue como fin último la autosostenibilidad financiera del sistema eléctrico y que, además, en todo momento asegure el suministro eléctrico– hablamos de una búsqueda de la cuadratura del círculo ante la que asistimos expectantes. No hay que olvidar que, una vez aprobado el real decreto-ley, fueron necesarias las oportunas aclaraciones del ministerio ante cuestiones de fondo y forma de la nueva norma planteadas por el operador del sistema eléctrico español (Red Eléctrica), y que igualmente habían sido identificadas de forma pública por otros actores del sector.

Cómo es habitual en estas situaciones, siempre hay quién se considerará vencedor y vencido, y surgen en estos últimos los lícitos rechazos a todo lo que incida en inestabilidad regulatoria, se declaran incertidumbres en los planes estratégicos, y se buscan alternativas de negocio o legales para resarcirse. En la práctica, y bajo estas circunstancias observadas, señalamos que no se prevén acciones de rating a corto plazo, sin que ello no obligue al intenso seguimiento de la evolución regulatoria.

Esto viene motivado en primer lugar por el carácter de corto plazo de las medidas adoptadas, con caducidad a priori hasta marzo de 2022, y que tienen como foco contrarrestar el impacto que durante 2021 se ha producido en mercado eléctrico como consecuencia principal del aumento en el precio, tanto del gas como de los derechos de emisión de CO2. Si bien estas medidas indican una postura clara del actual Gobierno por reducir los ingresos que no se consideran justos o de mercado para los productores en tanto inciden en la factura de los consumidores finales, aspecto no novedoso y que ya en la historia reciente podría decirse que se inició en 2008 con los recortes de carácter retroactivo a las renovables, de momento no son indicativo de algo más que de una futura reforma del mercado eléctrico que pudiera o no darse, y de la que no hay visibilidad.

Por otro lado, un factor a tener en cuenta es el alcance real sobre el conjunto de la generación renovable considerada no emisora (hidráulica, termosolar, fotovoltaica, eólica, biomasa, etc.) en la medida en que quedan exentos los considerados proyectos regulados bajo la Ley 24/2013, y en todo caso los proyectos de menos de 10 MW, así como bajo ciertas limitaciones los que cuentan con acuerdos de venta de energía (los conocidos PPA).

Dentro de los regulados, recordamos que se incluyen tanto los que hasta 2013 recibían un mecanismo de ingresos primado, y que en ese mismo año ya vieron recortados sus ingresos en un entorno de déficit de tarifa que se consideró necesario abordar, como los que obtuvieron un precio mínimo o fijo en las diferentes subastas que se han realizado desde 2016. Respecto a los proyectos con un acuerdo privado de venta de energía (los conocidos PPA), la normativa puntualiza que quedarán exentos siempre que los contratos estén firmados antes de la entrada en vigor del real decreto-ley, por la parte que exclusivamente corresponda a un precio fijo, y que los firmantes de los contratos no sean entre el generador y cualquier empresa de su grupo empresarial. Además, hay que tener en cuenta que estos proyectos, adicionalmente se ven beneficiados por un trimestre más de exención en el pago del impuesto a la producción (7%) que se les aplica desde 2012.

De esta forma, el impacto de la nueva norma queda bastante acotado dentro de las compañías con mayores recursos y a priori solvencia y, en todo caso, bajo un período de muy corto plazo. Dicho lo anterior, consideramos que todo cambio en el sistema eléctrico siempre es deseable que se realice bajo el mayor de los consensos entre los partícipes del sistema y con planteamientos conocidos con suficiente antelación, a sabiendas de que esto requiere de acuerdos políticos de alto nivel y miras al largo plazo que desgraciadamente no suelen darse a menudo.

Miguel Castillo Clavarana es Head of Infraestructure & Project Finance de Axesor Rating