El 29 de septiembre de 2008 fue la fecha final para que las nuevas instalaciones pudieran acogerse al Real Decreto 661/2007 que primaba jugosamente las instalaciones fotovoltaicas. Días antes de su finalización todavía se conectaban seguidores solares con un panel al menos para que el contador diera vueltas. Se compraban módulos de cualquier tipo porque había escasez y el «chollo» se terminaba.
Eduardo Collado, antes desde la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF y después UNEF), y ahora como gerente de desarrollo de negocio de Kaiserwetter, recordaba aquellos años todavía con la sonrisa en la boca y por su gesto de complicidad nos hacía entrever que callaba más que contaba.
-Se estaba creciendo a ritmos del 440% y todos sabían que las primas que tendría que pagar el estado los siguientes años iban a ser elevadísimas. Aún así, en las Comunidades Autónomas se cerraron los ojos y se cometieron muchas irregularidades. Cuando el regulador se quiso dar cuenta, ya era demasiado tarde.
¿Si pudiera dar marcha atrás qué hubiera cambiado?
«Haber dado un año de plazo para que todas las instalaciones pudieran entrar en el pre-registro fue una barbaridad. Todas las Comunidades Autónomas sabían lo que iba a pasar, porque sabían el número de instalaciones pre-registradas». Sin embargo daba la sensación de que el Ministerio no lo tenía claro, cuando lo único que tenía que hacer era preguntar. Un regulador no puede sacar una ley y después decir que no puede pagar lo que se ha hecho, porque sabían perfectamente lo que se les venía encima.
Por aquellos años yo estaba terminando mi tesis doctoral sobre el tema y ya se veía perfectamente que las primas iban a ser muy elevadas, pero la balanza se compensaba porque no se iba a tener que importar tanto petróleo, se iba a limitar la emisión de CO2 y se generaría una gran cantidad de empleo; eso sin hablar de la gran cantidad de impuestos que ingresaba el Estado.
El regulador se equivocó, y después pasó la culpa al sector a través de las eléctricas. Por su parte, el sector pecó de ingenuo porque una rentabilidad tan alta, era posible que en algún momento fallase.
La crisis le ha servido al gobierno para justificar absolutamente todo. Hasta el Tribunal Supremo está de acuerdo.
¿Hubiera sido una solución el autoconsumo?
El ejemplo alemán es más sostenible que el español. Mientras en España tenemos más de 60.000 plantas, en Alemania rondan el millón y medio. Son plantas más pequeñas enfocadas al autoconsumo, que es lo que se debería haber potenciado en España en lugar de los grandes huertos solares que no se necesitaban, porque tenemos 102 GW de potencia eléctrica peninsular instalada frente a una punta de demanda de 38 GW. Por eso se comprende que aún ahora se estén proyectando grandes plantas fotovoltaicas en algunas comunidades autónomas, cuando la única realidad de futuro debería ser la generación distribuida y las redes inteligentes. De hecho, el autoconsumo con conexión a red ya es rentable (sin peajes de respaldo claro), y en un par de años llegaremos a unos precios en los que cualquiera podrá comprarse un kit y ponerse a producir con independencia de la red.
Por otra parte y según la regulación existente, es eléctricamente absurdo que se prohíba el almacenamiento desde el punto de generación hasta el punto de conexión en baja tensión, sin ningún tipo de argumentación técnica, ya que es fundamental para el desarrollo del autoconsumo. Siempre ha habido grupos electrógenos y no han supuesto una competencia para las grandes eléctricas.
Por lo tanto, lo que no tiene sentido es la paralización a partir de 2008 y no permitir el autoconsumo cuando es una iniciativa privada que no le cuesta un duro al estado, y que además va a provocar empleos y cada kW/h que generemos lo ahorraremos en petróleo, además de la gran cantidad de ventajas que comporta la generación distribuida.
Por otro lado, el crecimiento de nuevas instalaciones renovables con autoconsumo supondría una nueva disminución de las horas de producción de los ciclos combinados que tienen las grandes eléctricas, que han pasado de producir 4.000 horas al año, a hacerlo en 1.000 horas. Y esto para el Gobierno, es un ataque a la rentabilidad de esas empresas, a las que nadie obligo a construir ese tipo de centrales, ya que las realizaron por su propia iniciativa.
¿Cuál fue el error para que se produjera el déficit de tarifa?
En primer lugar hay que decir que el déficit de tarifa no se ha producido sólo por el pago de las primas a las renovables, ya que hay otros muchos pagos que lo conforman (UNEF realizó un estudio en el que se detallaba que en realidad, renovables, cogeneración y residuos en su conjunto, solo son responsables del 20 % por ciento de los más de 30.000 millones de déficit de tarifa acumulado). Por lo tanto, habría que preguntarse por qué han subido los costes de transporte y distribución cuando tenemos la misma demanda que en 2004, o por qué sigue habiendo más de 500 millones de costes de interrumpibilidad cuando no se usa este servicio de ajuste desde hace más de diez años.
Dicho esto, si una planificación energética hubiera empezado por la generación distribuida, y hubiera seguido después con las grandes plantas tres años más tarde de lo que se hizo, se habría conseguido reducir los costes tres veces. Hay que tener en cuenta que el desarrollo de la fotovoltaica lo hemos soportado tres o cuatro países, y ahora el resto del mundo, incluida China, India o Japón, se están beneficiando de ello. Pero a pesar de eso y a los precios que se hizo, ha sido rentable para la sociedad, y para las empresas españolas del sector que están trabajando en todo el mundo.
¿Cuál es la problemática actual y cómo se puede manejar?
En su día los que hicieron la promoción y la construcción de las plantas, y además se encargaron de su O&M obtuvieron teóricamente rentabilidades en muchos casos de dos dígitos (la regulación actual ha provocado incluso situaciones de insolvencia). Además, había dos negocios: construir la planta y venderla, y hacer un contrato de O&M por 25 años a un precio abusivo donde el cliente no tuviera escape. Hay empresas de reconocido prestigio que están cobrando por la gestión del activo y la Operación y Mantenimiento, del orden de 100.000 euros anuales por Megavatio de potencia instalado, mientras que esa gestión integral se puede hacer perfectamente por 25.000 euros, es decir, cuatro veces menos. Incluso por el alquiler de los terrenos de la instalación, se cobran importes por los que se podría comprar a precio de mercado ese terreno, muchas veces.
En lo que sí tiene razón el gobierno es que las rentabilidades iniciales eran altísimas, pero este negocio lo había impulsado el propio gobierno y la publicación en el BOE daba legalidad a esa rentabilidad, que ahora se ha visto mermada dramáticamente con una reglamentación retroactiva e irreal. Hay que tener en cuenta que los números que se han hecho para llegar a la rentabilidad del 7,5% no son ciertos porque han cogido como referencia una instalación estándar, que no es la que más inversión ha tenido, sino la que en muchos casos se ha hecho con menos calidad, con lo que en realidad la rentabilidad de la mayoría de las plantas está muy por debajo de ese 7,5%.
De esta forma, hay plantas que se diseñaron para obtener un alto rendimiento en producción de energía eléctrica gracias a la calidad de su instalación, que ahora tienen un grave problema de tesorería, más aún cuando se va a tener que esperar a diciembre o más para conseguir el coeficiente del 100% de los ingresos.
Se priman las instalaciones poco eficientes
De los ingresos que se obtienen ahora (inversión, operación y mercado) el 80% se obtienen por la inversión, con lo que da igual lo que produzcas. Con no comprometer los parámetros retributivos establecidos (número de horas de funcionamiento mínimo, el umbral de funcionamiento y el número de horas de funcionamiento máximo a efectos de percepción de la retribución a la operación) es suficiente. La conclusión es que el que haya hecho una instalación con gran calidad de módulos solares, inversores, cableado, o seguidores, no está obteniendo la recompensa de una buena rentabilidad porque se está pagando en función de una instalación tipo con mucha menos inversión. En cambio el que ha optado por paneles de baja calidad o por configuraciones de paneles que den poca producción, está obteniendo más beneficios.
¿De qué manera Kaiserwetter puede ayudar a sus clientes a superar este momento?
Debemos pensar en un nuevo modelo de negocio mediante la optimización del gran parque que tenemos en España, y por eso empresas especializadas en gestión de activos como Kaiserwetter, pueden dar unos servicios y aquilatar los costes necesarios a los productores, para ser empresas eficientes y bien gestionadas.
En primer lugar, podemos ayudar a las empresas a renegociar su deuda con los bancos, entidades que están relajando sus expectativas porque saben que la explotación de un activo fotovoltaico ya no es un negocio, porque por otra parte no quieren quedarse con dichos activos, y si el ratio de cobertura de la deuda exigido era de 1,3, ahora con que vayan pagando la deuda al banco, con el 1,01 es suficiente.
Kaiserwetter además, aporta a las instalaciones toda una serie de servicios completos englobados en dos unidades. Una económico-financiera y otra técnica, que gestionan los activos en todos los sentidos: operación y mantenimiento, monitorización, asesoría, o financiación, todos ellos a unos costes muy competitivos. Para ello Kaiserwetter ha estructurado sus servicios en 23 módulos estandarizados con el fin de que los clientes puedan elegir los que más les interesen.
Kaiserwetter cuenta con instalaciones eólicas y fotovoltaicas (410 MW y 60 MW respectivamente) en España, Francia, Alemania y Polonia. En España cuenta con 50 MWp, y su idea de crecimiento se basa en la gestión de activos más la O&M a terceros y la incorporación a sus activos propios de activos con problemas que provengan de los bancos financiadores.
