Axpo Iberia aterrizó en España en 2002 de la mano de tres profesionales del sector. Ahora, tras doce años ya son más de 50 personas y facturan algo más de 600 millones de Euros. Ignacio Soneira, su director general, da un repaso a la actualidad del mercado tras la reforma en la siguiente entrevista.
Ignacio Soneira mantiene su carácter moderado y pausado de sus raíces gallegas, pero su nacimiento madrileño y sobre todo su experiencia en el sector a lo largo de veinte años le han dado una visión de conjunto muy afinada y directa.
Axpo Iberia suministra 4Twh de electricidad en España y Portugal. ¿Qué porcentaje representa del total y cuánta energía eléctrica es de origen renovable?
Actualmente suministramos en torno al 2% del volumen total del mercado, que aunque no supone una cuota muy grande está teniendo un efecto dinamizador de la competencia. El mercado está cambiando en dos aspectos. Por un lado en el hecho de que ya no hay clientes cautivos sino que estudian diferentes ofertas en el mercado, y por otro el de que se está cambiando el modelo de contratación, pasando de contratos con un precio fijo anual a contratos con un precio indexado al pool que es más atractivo porque ofrece más flexibilidad a la hora hacer sus coberturas por previsión de ventas o de consumos.
Nuestra energía proviene en más de un 90% de fuentes renovables, y esto lo acreditamos porque tenemos una clasificación A según certificación de la CNMC. Esta certificación está siendo cada vez más apreciada en sectores como el hostelero que lo ven como un valor añadido para sus clientes.
¿Se plantean alguna estrategia para la captación de nuevos clientes en el mercado ibérico? ¿Qué tipo de clientes?
Si bien Axpo comenzó con clientes de más de 20GWh de consumo anual, ahora nos estamos moviendo para captar clientes de menos de 1 GWh del sector hostelero, grandes superficies o restauración, por ejemplo . Esto significa que estamos entrando en una etapa de crecimiento en venta de energía y en número de clientes. Pero sin duda, sin descuidar la calidad de nuestros productos; somos una empresa que ofrece soluciones a la medida de nuestros clientes, y esto nos diferencia de otras empresas.
¿Cree que son suficientes las próximas interconexiones con Francia (2.000 MW) que se pondrán en marcha este año?
Las interconexiones son el principal paso para que haya convergencia de precios en Europa. Se da la circunstancia de que España y Portugal son una isla por la falta de interconexiones y por ejemplo, mientras la cotización de Alemania para el próximo año ronda los 34€/MWh, en España está en los 48€. Es sin duda muy importante que se mejoren las interconexiones con Europa.
¿Ha habido manipulación en el mercado para que haya tanta divergencia de precios en diferentes trimestres?
Se ha dado la circunstancia de que en determinados periodos se ha unido la alta producción eólica con la gran abundancia de agua embalsada, pero en condiciones normales, el mercado a plazo español es mucho más alto que el francés o el alemán. Nuestro pool es muy transparente y tenemos una abundante información para garantizar su buen funcionamiento. Es fundamental contar con un supervisor que garantice el correcto funcionamiento y evite la existencia de comportamientos no competitivos.
¿Cómo se ha movido el mercado tras los cambios regulatorios y la orden de retribuciones? ¿Han aumentado los contratos tipo PPA entre generador y gran consumidor?
Sí. Estamos viendo un gran aumento de contratos a uno o dos años, sobre todo del sector eólico y de cogeneración, que necesitan cubrir sus costes de operación y mantenimiento ante la incertidumbre de los precios del pool. La previsión es que seguirá en aumento.
Por otro lado, tanto los eólicos como los cogeneradores tendrán que actuar más a nivel de operación, llegando a parar y arrancar dependiendo del precio del pool y ofertando a precio, algo que no era muy habitual en la producción eólica.
¿Cómo se percibe el mercado en cuanto a nuevas inversiones?
Desde luego es difícil que con las condiciones de inseguridad regulatoria que nos vienen acompañando desde hace años los inversores se decidan, pero las cosas cambian mucho. De hecho ya estamos viendo indicios en otros sectores en los que vuelve la inversión.
La dificultad del sector energético es la sobrecapacidad y la falta de primas que hagan rentable la inversión, por lo que sería fundamental una mayor armonización de la legislación europea y más interconexiones. No tiene sentido que se instale más fotovoltaica o más eólica en países con menos recursos. Debería haber una política europea diversificadora.
¿Cómo ve la figura de los peajes de respaldo para los autoproductores de electricidad? ¿Los considera justos?
Los peajes al autoconsumo son un daño colateral del déficit de tarifa. La experiencia alemana indica que el mercado de autoconsumo en España podría ser muy elevado y esto podría influir en el encarecimiento del sistema para el resto de los usuarios. Por otro lado, es normal que el autoconsumidor no entienda que tenga que pagar peajes cuando está generando un beneficio acercando la producción al consumo.
¿Cómo va a afectar en su gestión la aparición del nuevo hub gasista ibérico?
El nuevo hub va a ser beneficioso en un doble sentido. Por un lado, mejorará la opacidad de los precios entre comprador y vendedor y beneficiará al cliente final. Por otro lado, en la península ibérica tenemos los precios europeos más altos para el consumidor final por nuestra dependencia del GNL y nuestra insuficiente conexión con Europa.
¿Cómo cree que va a afectar este nuevo hub en el déficit de tarifa gasista que se está acumulando?
Cualquier tendencia del mercado a la desaparición de los precios regulados será beneficiosa pero en cualquier caso, el déficit está motivado por la infrautilización de regasificadoras que no funcionan por la falta de demanda.
Nuevo modo de operación en la cogeneración
Sí. Yo diría que la vida les ha cambiado bastante a los cogeneradores, ya que pasan de una situación en la que era interesante producir todo lo posible, a una situación en la que pueden producir o no en función de los precios del gas y de los que se marcan en el pool.
Esto supone que las plantas tienen un perfil de ingresos muy variable con los consiguientes riesgos de caja. Axpo acaba de lanzar un producto que ya está funcionando, por el que optimizamos la gestión de las cogeneraciones mediante el pago de una remuneración fija, de tal forma que cubrimos totalmente sus costes de operación y mantenimiento minimizando los riesgos asociados a la volatilidad del mercado. Nosotros les facilitamos el gas y ellos nos entregan la electricidad y nos dejan operar la planta. Son contratos a la medida de cada usuario, ya que hay plantas que tienen determinadas restricciones que otras no tienen.
¿Cómo ve el mercado de la biomasa para los próximos años, tanto para producción eléctrica como para producción térmica?
¿Lo considera un mercado más estable que el de los fósiles?
Sí. Es un mercado más estable y por el momento con precios muy competitivos frente al gasoil y en menor medida con respecto al gas natural. Axpo lleva ya tres años operando en el mercado de la biomasa para el abastecimiento de nuestros clientes, ya sea para generación eléctrica como para generación térmica.
Nuestra oficina en Jerez, está trabajando principalmente en la compra de hueso de aceituna y de orujillo en las almazaras del sur de España y Portugal o el norte de África y una vez hecha la logística y el almacenamiento, se vende a toda Europa. En Suecia por ejemplo es muy apreciado el hueso de aceituna, y el mercado de los pellets para uso doméstico está experimentando un gran crecimiento. En cuanto al orujillo, se está vendiendo para cofiring, es decir, para mezclar en la combustión con carbón. De esta manera, en países como Polonia o Reino Unido, las térmicas obtenían unos certificados verdes que les permitían seguir funcionando.
