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Los promotores eólicos de Castilla y León urgen a la Junta a eliminar la ecotasa antes de la primera subasta renovable del Ministerio

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El sector eólico de Castilla y León, el más potente de toda España por Mw instalados y energía producida, está negociando con la Junta de Castilla y León la eliminación de la conocida como “ecotasa”. Así lo ha asegurado el secretario general de la Asociación de Promotores Eólicos de Castilla y León (Apecyl), Eugenio García Tejerina, quien ha mantenido reuniones con diferentes consejerías para negociar su eliminación. Según García Tejerina, la disposición de la Junta ha sido buena hasta el momento y confía en que pueda plasmarse en los nuevos presupuestos regionales.

Actualmente, la “ecotasa” supone entre el 3,5 y el 4% de los ingresos medios del sector. Este tipo de impuestos al sector eólico se mantiene actualmente en Castilla y León y en Galicia. En juego estaría una inversión de 1.800 millones de euros prevista hasta el año 2020 de llevarse a cabo los parques eólicos proyectados.

Para Apecyl, la eliminación de la “ecotasa” sería clave para atraer nuevas inversiones en un momento en el que el Ministerio de Industria proyecta sacar a subasta 3.000 nuevos megawatios de renovables en los próximos meses. Y una buena parte de ellos será para parques eólicos.

Por ello urge a la Junta a que tomen una decisión antes que el Ministerio de Industria convoque formalmente la subasta para poder competir en igualdad de condiciones con proyectos de otras regiones. En la última subasta de megawatios eólicos, fue una empresa aragonesa, propiedad de la familia Samper, quien se hizo con los 500 mw licitados. En Aragón no existe la ecotasa para el sector eólico.

La “Clean energy for all Europeans” de la Comisión Europea fija en un modesto 27% el objetivo de renovables en el 2030

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Por Daniel Pérez Rodríguez y Piet Marco Holtrop
de HOLTROP S.L.P. Transaction & Business Law

El Comisario Cañete lo presentó personalmente en su discurso de inauguración del III Foro Solar de UNEF el día 29 del pasado noviembre: “El Winter Energy Package”. Al día siguiente, la Comisión Europea publicó oficialmente su propuesta legislativa en materia energética para el periodo 2021-2030. Dicha propuesta se compone de varias Directivas, Reglamentos y Comunicaciones, normas que aún tienen que ser debatidas y aprobadas por el Parlamento Europeo y el Consejo. Debe señalarse, además, que los objetivos globales, que carecen de la más mínima ambición (sólo 27% de renovables en 2030, cuando en 2020 ya se habrá llegado al 20%) previstos en la propuesta fueron ya marcados por el Consejo Europeo, quedando atada por ellos la Comisión Europea.

Lo que ahora se discute, por tanto, es la letra pequeña de esos modestísimos objetivos, y en términos globales, puede decirse que la propuesta es muy positiva, pues establece límites precisos a la actuación de los Estados Miembros, lo que garantizará una cierta armonización legislativa y evitará que los Estados más díscolos actúen sin freno alguno, como ha sido hasta ahora, y de momento, el caso de España.

Primero, es preciso poner de manifiesto que el punto de partida para calcular los objetivos a 2030 son los objetivos a 2020, con independencia de si un país los alcanzó o no (artículo 3.3). En otras palabras, aunque España no llegue al 20% de renovables en 2020, a efectos de repartir esfuerzos para 2030, se considerará que ha llegado, y por tanto, se verá obligada a hacer un esfuerzo extra, para cumplir con los nuevos deberes y terminar los anteriores.

En relación con los sistemas de apoyo para nuevas instalaciones (artículo 15.3), la propuesta de Directiva obliga a los Estados a definir un calendario de asignaciones para al menos los 3 años siguientes, en el que se especifique la fecha de la subasta, la capacidad a asignar y el presupuesto previsto.

Asimismo, el artículo 15.9 establece un mandato a los Estados de eliminar los obstáculos a los contratos bilaterales, como herramienta para poder financiar nuevas instalaciones de renovables.

En lo que respecta al procedimiento de autorización (artículo 16), la propuesta de Directiva opta por un sistema de “ventanilla única”, con un instructor del procedimiento que coordine todo el proceso de autorización. Ese instructor debe guiar al solicitante durante el proceso y emitir, al final del mismo, una decisión legalmente vinculante sobre la autorización o no de la instalación. Asimismo, dicho órgano tiene que publicar un manual de procedimientos para los desarrolladores de proyectos renovables, incluyendo proyectos de pequeña escala y de autoconsumo. Más importante aún, el proceso de autorización no puede, por regla general, durar más de 3 años, o 1 año si se trata de repotenciaciones.

La excepción al procedimiento general la encontramos en el artículo 17, que regula los procedimientos simplificados, aplicables a instalaciones experimentales o de una potencia menor de 50 kW, que deben poder ser conectados a la red con una mera notificación a la distribuidora.

Además, en un artículo dedicado sin duda al reino de España, como es el 6, la Directiva señala que los Estados deben asegurarse que el nivel y las condiciones de los sistemas de apoyo a proyectos renovables adjudicatarios de retribución no puede revisarse de forma que impacte negativamente en derechos conferidos a esos productores. Según el actual redactado, los Estados no pueden imponer cambios retroactivos, salvo en caso de que la medida se declarase ayuda de Estado incompatible.

En cuanto al autoconsumo, la Directiva contiene, en su artículo 21, un elenco de derechos de los autoconsumidores, tales como recibir una remuneración por su energía excedentaria, no tener que abonar cargos desproporcionados por autoconsumir, o poder realizar autoconsumo compartido entre los habitantes de un bloque de edificios, sector comercial o de servicios o red de distribución cerrada. Y el artículo 22 reconoce la figura de las “comunidades energéticas renovables”, que tienen derecho a generar, consumir, almacenar y vender energía renovable.

Finalmente, hay que destacar la incorporación a la Directiva de los sistemas de refrigeración y calefacción (District Heating and Cooling) como mecanismo para cubrir las necesidades térmicas mediante fuentes renovables (artículo 24).

A la vista de todas estas medidas concretas previstas en la Directiva, la valoración de la norma, desde una óptica española, tiene que ser necesariamente positiva. Es cierto que desaparece la prioridad de despacho (salvo excepciones) de las renovables y que no se establece claramente la prohibición de imponer cargos por autoconsumir energía. Y es cierto que visto desde otros países, como Alemania o Dinamarca, la Directiva no añade apenas nada respecto a su regulación existente.

Pero si se contrasta con la normativa española, el texto de Directiva supone un gran avance respecto de la situación actual, y podría suponer un gran impulso a las renovables, tanto en la vertiente de las grandes plantas como para el autoconsumo. Para las grandes plantas, que tanto cuesta tramitar en nuestro país, un procedimiento sencillo, de máximo 3 años y con ventanilla única, podría animar a más desarrolladores a plantearse proyectos en España, tanto con prima (y esta vez, con seguridad jurídica) como a mercado/bilateral. Y en autoconsumo, un sistema con venta de excedentes garantizada para todos, con tramitación simplificada y con la posibilidad de autoconsumo compartido, supondría una notable mejora respecto a la situación actual, con una norma diseñada sólo para gente de poder adquisitivo superior, reforzando así la estigmatización puesta por sus autores al autoconsumo.

Por tanto, como anticipaba el título de este artículo, si bien los objetivos carecen de ambición, la propuesta de Directiva dota a la Comisión de herramientas efectivas para poder actuar en caso de que los Estados se desvíen del cumplimiento del Derecho Europeo. Con esas reglas del juego (y con una Comisión que esté alerta), las renovables podrán desarrollarse en mejores condiciones en España. Ahora sólo queda pedir más ambición a los Estados Miembros, recordándoles que el objetivo del 27% es sólo un mínimo, y que ellos son libres (y de hecho, deberían) de fijarse objetivos más ambiciosos que permitan hacer frente con garantías al problema más grave al que se enfrenta la Humanidad, que es el cambio climático.

El sector eólico español ingresará 400 millones de euros menos en primas con los nuevos parámetros de Industria

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Parque Eólico en la provincia de Ávila
Parque Eólico en la provincia de Ávila

La paz entre el nuevo Gobierno y el sector renovable ha durado muy pocos días. Según asegura la Asociación Empresarial Eólica, que agrupa a la mayor parte del sector, “la revisión de los parámetros económicos con los que se calcula la retribución de las renovables para los próximos años ha confirmado las peores sospechas del sector: el Gobierno ha desaprovechado la ocasión para enmendar los errores de cálculo del primer semiperiodo”.

En la propuesta de orden ministerial que modifica los parámetros retributivos enviada a la CNMC, el regulador ha vuelto a tomar como referencia un precio de 52 euros/MWh a partir de 2020 –el mismo que en el semiperiodo anterior, que ha resultado ser erróneo–, en vez de los 41,32 que son la referencia que marcan los precios de los mercados de futuros para esos años. Por este motivo, la eólica ingresará en los próximos tres años unos 400 millones de euros (un 38%) menos de lo que le correspondería.

Según la Asociación Empresarial Eólica, en los últimos tres años, por este error de cálculo las empresas han cobrado una media de 6,37 euros/MWh menos por la desviación a la baja de la senda de precios prevista en la ley. Esta diferencia entre las previsiones de precios y la realidad ha supuesto que el sector haya dejado de ingresar 630 millones de euros.

Según los datos del sector, de los 630 millones que se han dejado de ingresar en el primer semiperiodo, sólo se compensará al sector con el 36% (con lo que pierde el 64% de lo que le corresponde). Esta compensación se repartirá a lo largo de toda la vida útil de las instalaciones existentes, lo que supone alrededor de 22 millones de euros anuales.

La energía eólica, el sector renovable clave en Castilla y León,  “ha sido en términos absolutos el más golpeado por la Reforma: en los primeros tres años completos desde su aplicación, los ingresos del sector han descendido un 34%, lo que en muchos casos ha puesto a las empresas en dificultades para atender el servicio de la deuda. El mercado doméstico se ha paralizado: en 2014 y 2015, se instalaron 27 MW en España, y los fabricantes de aerogeneradores exportaron el 100% de su producción, lo que dificulta que permanezcan en el país. Estas dificultades están teniendo su reflejo en la pérdida de valor de los activos y en los cambios de manos de estos a precios inferiores a los anteriores a la Reforma Energética”, asegún asegura la AEE.

Luis Polo (AEE): “El abundante recurso eólico en comunidades como Castilla y León choca frontalmente con una fiscalidad abusiva”

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luis-poloEntrevista con
Luis Polo
director general de AEE  (Asociación Empresarial Eólica)

¿Sigue habiendo suficiente interés inversor en España por poner en marcha parques eólicos si la administración vuelve a abrir la mano como ha sucedido en la última subasta?

Sin duda. Hay que tener en cuenta que en España hay 10.000 MW eólicos adjudicados en concursos y en diferentes estados que se quedaron paralizados con la moratoria verde de 2012. Además, la Planificación Energética para 2020, con la que se esperan cumplir los objetivos europeos en materia de consumo a través de fuentes renovables, incluye 6.400 MW eólicos. Pero a día de hoy nos parece muy difícil que esto se cumpla.

Para ello, sería necesaria una revisión de la Reforma Energética que dé estabilidad regulatoria a las instalaciones existentes y mejore su situación económica, sobre todo en dos aspectos clave: que la rentabilidad no sea revisable cada seis años y que se recupere parte de lo perdido con los recortes, eliminando los límites de cálculo del precio de mercado. Asimismo, es urgente un calendario de subastas para adjudicar los 6.400 MW eólicos previstos en la Planificación, así como la introducción de cambios en la fiscalidad de la energía que promuevan el desarrollo renovable. Lo que sí que es cierto es todos los partidos son unánimes en que es necesario apoyar a la eólica como un sector clave para España.  Lo importante es que sea rápido.

¿Qué les diría a las comunidades autónomas que compiten entre sí por atraer los futuros parques eólicos?

En el nuevo entorno tras la Reforma Energética, las comunidades autónomas empiezan a ser conscientes de que compiten unas con otras en las subastas eólicas que vienen. Dado que en el sistema de subastas se compite por precio y, por tanto, se premia a los proyectos más baratos, las comunidades autónomas han de entender que deben eliminar barreras y simplificar trámites que puedan encarecer la instalación de parques y desanimar la inversión en sus territorios.

Algunos ejecutivos autonómicos ya están tomando cartas en el asunto para eliminar trabas. Por ejemplo, Andalucía o Extremadura han eliminado las contraprestaciones industriales que exigían sus respectivos concursos. Otras, como Canarias o Cantabria, han eliminado directamente sus concursos. La situación se agrava en aquellas que cuentan con cánones eólicos, como son Castilla y León, Galicia, Valencia y Castilla-La Mancha, en las cuales el abundante recurso eólico choca frontalmente con una fiscalidad abusiva, tanto durante la fase de construcción como durante la operación, que lastra gravemente la rentabilidad de los parques.

¿Lo ocurrido en la última subasta puede marcar un antes y un después en las condiciones de promoción de los parques eólicos o las primas siguen siendo necesarias?

La Reforma Energética ya marcó un antes y un después para la eólica, al introducir por un lado una gran inseguridad jurídica al aplicar medidas retroactivas y, por otro, al cambiar el sistema de apoyo del feed in tariff a las subastas de potencia. Pero el resultado de la primera subasta celebrada en España no refleja en absoluto la realidad del sector.

La falta de comunicación del Gobierno con el sector respecto al diseño de las subastas y la apuesta por un método nuevo, no probado antes en ningún sitio del mundo provocó un resultado cuando menos sorprendente y arroja señales equívocas: el hecho de que los 500 MW eólicos adjudicados se vayan a instalar sin ningún tipo de retribución regulada no quiere decir que la eólica esté lista para acometer instalaciones a gran escala a precio de mercado (no olvidemos que todas las tecnologías, incluidas las convencionales, reciben algún tipo de ayuda de los estados). Lo que significa es que hay proyectos concretos que sí pueden hacerlo, ya sea por sus circunstancias económicas, su avanzado estado de instalación o por el elevado número de horas de viento de los emplazamientos, entre otros posibles motivos.  Si se quieren acometer inversiones a gran escala, como los 6.400 MW de la Planificación, es necesario no sólo un incentivo, sino una garantía de estabilidad.

España ha conseguido desarrollar durante años una importante industria tecnológica eólica que en muchos casos ha tenido que buscar fuera del país su supervivencia ¿Puede volver España a las cuotas de actividad industrial y empresarial del sector de antes de la paralización provocada por los Reales Decretos?

Es difícil que se vuelva a un desarrollo semejante al de aquellos años dado el nivel de madurez de la eólica en España: con 23.000 MW, somos el quinto país del mundo por potencia instalada. Las empresas industriales viven una situación de total sequía de pedidos para el mercado doméstico desde que comenzó la incertidumbre regulatoria, allá por 2010, y en los dos últimos años han exportado casi al 100% su producción.

Por eso uno de nuestros principales caballos de batalla es que la industria, las fábricas y el empleo no se vayan. De ahí el lanzamiento hace ya siete meses junto al Ministerio de Industria, Energía y Turismo del Plan de Relanzamiento de la Industria Eólica (PRIE), con el objetivo de que España mantenga toda la cadena de valor industrial, única en el mundo, y que sea un centro de suministro de turbinas para mercados como Latinoamérica, África o Asia Pacífico. En ello estamos trabajando.

Foto: ©JavierCarbajal

El Supremo obliga a considerar los datos individuales para retribuir a las distribuidoras eléctricas

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El Tribunal Supremo ha resuelto favorablemente dos recursos, interpuestos por la Asociación de Distribuidores de Energía y por la distribuidora gallega Eléctrica Los Molinos, contra las órdenes Ministeriales que fijaban la retribución para las distribuidoras para la segunda mitad de 2013 y para 2014.

Según destaca Daniel Pérez Rodríguez, de Holtrop SLP Transaction & Business Law, en dos sentencias hechas públicas hace unos días, de 26 de enero de 2016 y 2 de febrero de 2016, el Tribunal Supremo declara la nulidad parcial de las órdenes ministeriales IET/2442/2013 y IET/107/2014, en lo referido al cálculo del factor alpha aplicable a la actividad de distribución de energía eléctrica para empresas de menos de 100.000 clientes.

El problema es el siguiente: a la hora determinar la retribución de las pequeñas distribuidoras, uno de los elementos a considerar es el factor alpha, que permite saber qué parte de la retribución se debe a costes de operación y mantenimiento y qué parte sirve para cubrir los costes de inversión.

El Tribunal Supremo estima las pretensiones de las recurrentes y ordena al Gobierno que fije la retribución de las distribuidoras con menos de 100.000 clientes en base a la información individualizada proporcionada por cada empresa distribuidora. Por el contrario, el Tribunal Supremo no acoge el argumento esgrimido por la Asociación de Distribuidoras sobre la insuficiencia de una retribución basada en la rentabilidad de las Obligaciones del Estado a 10 años más 200 puntos básicos.

Según Daniel Pérez, se aprecia una línea jurisprudencial muy clara del Tribunal Supremo en los últimos meses, en relación con el rechazo a diferentes normas que fijaban retribuciones para diferentes actores del sistema eléctrico sin estar respaldadas por una metodología concreta. No entra el Supremo en si la retribución es o no suficiente, sino que el principal reproche es la ausencia de un método con el que determinar las cuantías a percibir.

Ilustración: J.C.Florentino

Los productores de biomasa reclaman 645 nuevos MW para poder cumplir los objetivos del 2020

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biomasa

La Asociación de Productores de Energías Renovables de la rama de Biomasa –APPA Biomasa– ha denunciado que no se cumplirán los objetivos de biomasa previstos hasta 2020 en el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) si no se adjudican 645 MW nuevos de esta tecnología. Para la Sección de Biomasa de APPA, los 200 MW adjudicados en la subasta del pasado mes de enero resultan claramente insuficientes para llegar a los 1.587 MW, que contempla el PANER.

De ellos, 1.187 MW corresponden a biomasa sólida y 400 MW a biogás. En la actualidad, según la CNMC, hay tan solo 742 MW instalados (517 de biomasa sólida y 225 de biogás). En el caso de que se materialicen los 200 MW subastados se contaría con 942 MW.

Biomasa sólida
Por otro lado, la Planificación Energética 2015-2020 del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR) prevé la instalación de 8.537 MW renovables nuevos, de los que 275 MW, según el documento, corresponden a biomasa, biogás, RSU y otros, en conjunto. Para cumplir los objetivos del PANER, la Planificación, en lugar de los 275 MW previstos, debería haber contemplado la instalación de los 645 MW mencionados, de los que 470 MW serían de biomasa sólida y 175 MW de biogás.

En el caso de que las nuevas adjudicaciones se hagan mediante subastas, APPA Biomasa pide al nuevo Gobierno que se corrijan los requisitos de adjudicación de la subasta de enero para evitar resultados poco realistas como los que en ella se dieron. Según APPA Biomasa, el mecanismo de adjudicación finalmente adoptado permitía la especulación y era muy excluyente, especialmente para las pequeñas cogeneraciones con biomasa en industrias y las plantas pequeñas y medianas de biomasa, que no podían competir en la subasta.

Límite máximo
APPA Biomasa pide un apoyo sostenido al sector por los beneficios energéticos, ambientales y sociales que la generación con esta tecnología renovable conlleva. Más concretamente, demanda que las instalaciones de biomasa no tengan límite máximo de producción de 6.500 horas -como no lo tienen las instalaciones de cogeneración- y que se elimine el impuesto del 7% sobre la producción eléctrica.

“No pedimos subvenciones, reclamamos quitar todos los obstáculos con que han ido asfixiando el sector en los últimos años”

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Gerhard_Meyer_3Entrevista con
Gerhard Meyer
Delegado de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) en Castilla y León

Gerhard Meyer asumió hace unos meses la representación de la UNEF, la Unión Española Fotovoltaica, en Castilla y León. Conoce de primera mano la situación del sector en la región gracias a su cargo en AS Solar Ibérica.

En una situación compleja y sobre todo de incertidumbre ante la regulación del sector y los cambios políticos, ¿con qué objetivos asumes la representación de la UNEF en Castilla y León?

El sector fotovoltaico de Castilla y León languidece por las trabas impuestas por el gobierno central con la finalidad de retrasar cuanto más tiempo posible su despliegue. Los objetivos de UNEF en Castilla y León no pueden ser otros que terminar con la inseguridad jurídica de los últimos años y facilitar un libre desarrollo de instalaciones fotovoltaicas en toda la comunidad para el futuro inmediato. Nunca hubo argumentos serios para frenar el avance fotovoltaico, y esta opinión se está extendiéndose cada vez más en la sociedad. No pedimos subvenciones, reclamamos quitar todos los obstáculos con que han ido asfixiando el sector en los últimos años.

En la Comunidad de Castilla y León los proyectos fotovoltaicos han sido muy destacados en muchas zonas rurales que vieron como sus perspectivas de rentabilidad se diluían con los cambios normativos ¿Hay muchos inversores y particulares fotovoltaicos que se sienten defraudados?

Por supuesto que sí. Atraídos por la buena fe en la credibilidad del gobierno central, muchos inversores se fiaban de las normas del BOE que incentivaban el uso de la fotovoltaica. Nadie podía imaginarse de lejos que un gobierno de estado pudiera ser capaz de cambiar tan radicalmente las reglas de juego y recortar constantemente las retribuciones, hasta que muchos inversores se quedasen nada menos que en la ruina económica. Hasta la Agencia Internacional de Energía, tampoco conocido como un gran amigo de las energías renovables, reconoció que España ha empeorado legalmente hasta tener hoy por hoy la peor regulación en todo el mundo.

Importantes compañías españolas y extranjeras instalaron factorías con muchos empleos relacionadas con el sector fotovoltaico. En los últimos años muchas se vieron obligadas a cerrar ante la falta de demanda ¿Puede cambiar esta situación a medio plazo?, ¿de qué dependería?

Depende de la voluntad política de devolver a España su status como nación puntera de tecnología fotovoltaica. Estoy seguro que España sigue teniendo un potencial inmenso de conocimiento y de recursos humanos, capaz de volver a alcanzar en poco tiempo el liderazgo que perdió por a las políticas represivas del gobierno central. José Luis Zapatero sostuvo en una de sus últimas comparecencias públicas, que el sector renovable tiene un potencial de crear 1 millón de empleos cualificados en una década. Sin embargo, en vez de crear se destruyó sistemáticamente empleo, pero eso no es un proceso irreversible. Ahora toca volver a crear estructuras, y el nuevo gobierno, del color que sea, no se puede permitir más de frenar un proceso que avanza en el resto del mundo a grandes pasos. Establecer la fotovoltaica como una fuente principal de energía no es solo una cuestión de rentabilidad, sino también de seguridad de suministro. Apostar por la fotovoltaica con el combustible autóctono es mucho más seguro que importar fósiles de zonas conflictivas como Argelia.

La regulación del autoconsumo, con muchas limitaciones, ¿puede ayudar a la industria fotovoltaica de la comunidad a crecer tras años de parón?

Es una regulación complicada. No está diseñada para el fomento del sector fotovoltaico, pero al menos tenemos un punto de partida. Antes solo teníamos incertidumbre, ahora al menos hay una legislación. Desde UNEF llevamos años reclamando una normativa que regule el autoconsumo solar y así salir de la inseguridad. Desde octubre 2015 la tenemos, y aunque no sea fácil, seremos capaces de avanzar y hacer posible que toda la sociedad puede beneficiarse de las ventajas de la tecnología fotovoltaica. España es el país con las mejores condiciones para aprovechar el sol, y hasta las grandes eléctricas se han dado cuenta que ya no pueden eliminar la fotovoltaica del mapa energético.

La eficiencia energética está de moda en muchas administraciones públicas para distintos proyectos ¿La fotovoltaica puede ser clave en el ahorro energético de pymes, explotaciones agroindustriales o de las propias administraciones públicas como ayuntamientos?

No creo que sea una moda, sino el reconocimiento de que con la eficiencia se puede ahorrar mucha energía, y de esta manera conseguir importantes ventajas económicas. La fotovoltaica es una tecnología clave para mejorar la eficiencia energética, ahorrar en la factura de luz y convertir el coste de electricidad en un factor predecible. Para muchas empresas la electricidad es el factor crucial para su competitividad, y cada vez más deciden y decidirán apostar por el ahorro de costes de electricidad y ganar en competitividad a través de una planta fotovoltaica. Ahorrar costes, mejorar la eficiencia y ganar competitividad, con la fotovoltaica es posible. Y todo esto de manera limpia y sostenible. La economía y el medio ambiente lo reclaman, y se impondrá también en España, igual como en el resto del mundo.

AVEBIOM solicita un IVA reducido del 10% para los biocombustibles y los equipos de biomasa

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AVEBIOM, la Asociación Española de Valorización Energética de la Biomasa con sede en Valladolid y que preside Javier Díaz, ha presentado un decálogo de iniciativas para promover el uso de la biomasa y evitar así la dependencia del petróleo.

“Si se cumpliera este decálogo y aprovecháramos nuestros recursos madereros hasta los 26 millones de m3 anualmente, AVEBIOM considera que España necesitaría 20 millones de barriles de petróleo menos cada año. Actualmente solamente aprovechamos unos 16 millones de m3 al año y estos recursos crecen anualmente entorno a los 50 millones de m3”, aseguran desde la Asociación. Este es el decálogo de iniciativas.

1º Aplicación de un IVA reducido (10%) a los biocombustibles sólidos, como los pellets, astillas, y a los equipos de combustión de biomasa. El sector de la bioenergía se pregunta si realmente tiene sentido aplicar el mismo IVA a un combustible positivo para la sociedad que a otro cuyo aporte se demuestra netamente negativo como el gas o gasóleo. Mientras que en España este impuesto es del 21%, en otros países europeos se aplica un IVA reducido a los biocombustibles sólidos.

2º Facilitar a los municipios la puesta en marcha de rebajas del IBI para las viviendas que sustituyan los combustibles fósiles por biomasa u otras energías renovables.

3º Aplicación de un impuesto a las emisiones de CO2 generadas por cualquier tipo de combustible fósil. Este impuesto ya se ha puesto en marcha en varios países como Suecia o Canadá con un gran éxito.

4º Promover campañas en la televisión pública de divulgación de las ventajas de la biomasa para uso térmico en los hogares. En toda Europa el consumo de calefacción y agua caliente en los hogares supone más del 80% de la factura energética de una familia.

5º Facilitar el desarrollo de las redes de calor con biomasa en todo tipo de poblaciones, por la gran eficiencia que aportan y el ahorro para los usuarios.

6º Sustituir todas las instalaciones de combustibles fósiles por biomasa en los edificios dependientes de la Administración del Estado. El ahorro será enorme y el efecto tractor excelente.

7º Cambio en la reglamentación para aumentar la capacidad y volumen de carga de los camiones que transportan biomasa y madera, para hacer más competitivo a nuestro sector e igualarlo con otros países europeos.

8º Ampliar la entrada en el Régimen Especial en un mínimo de 500 MWe con biomasa para, de esta forma, movilizar más de cinco millones de toneladas de biomasa residual, lo que ayudaría a mejorar el aprovechamiento conjunto para uso térmico y eléctrico, y retiraría de los montes una gran cantidad de biomasa forestal favoreciendo la producción de madera de mayor calidad y sacando material combustible, evitando así incendios.

9º Mejorar los sistemas de apoyo para la salida al exterior de las empresas del sector de la biomasa. Actualmente encontramos atractivas oportunidades de negocio en países de América Latina como Chile, Colombia, Uruguay, Perú, etc., que se están decantando por empresas de Austria, Alemania e Italia, debido a la ayuda que estos países ofrecen a la internacionalización de sus empresas.

10º Convertir las políticas energéticas de España, en políticas de Estado. Esta medida proporcionaría mucha más estabilidad y seguridad jurídica a todos los sectores relacionados con la energía.

Reestructuración financiera de activos de generación del sector renovable

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SOLAR

Artículo de
Eduardo Collado
Head of Business Development de Kaiserwetter Energy Asset Management y Miembro de la Junta Directiva de la sección fotovoltaica de APPA

La reforma energética iniciada en 2012, ha dado lugar a grandes trabas para el desarrollo de las energías renovables, perjudicando al sector de las energías renovables, con un paquete legislativo que fue provocando inquietud y malestar entre los operadores y asociaciones del sector renovable.

En los últimos años, se han realizado cambios en la regulación del sector, que han afectado a la rentabilidad de los activos, principalmente los siguientes:

  • Real Decreto-Ley 9/2013 de medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico
  • Nueva Ley del Sector Eléctrico: Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico
  • Real Decreto 413/2014, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
  • Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

Todo esto ha dado lugar a cambios para las empresas del sector de las renovables, con la desaparición del sistema de primas antiguo, sobre las cuales se había fundamentado el desarrollo de dichas tecnologías, que se habían financiado y desarrollado de acuerdo con las normativas anteriores. Después de la reforma, la mayoría de los proyectos renovables, que pasaron a estar remunerados con respecto al principio de rentabilidad razonable, son conscientes de que el Gobierno podrá revisar discrecionalmente todas las retribuciones cada seis (6) o tres (3) años, con lo que se vuelve a añadir una gran incertidumbre entre los operadores.

Por lo tanto, se volvió a agravar un panorama ya deteriorado de por sí, y en el que muchos proyectos han dejado de ser viables desde el punto de vista financiero. Por ello conceptos como ‘refinanciación’, ‘quitas’, ‘concurso de acreedores’ y ‘cierre’ pueden ponerse cada vez más de moda en este sector, aunque los bancos no le hayan dado mucha publicidad al tema, o no quieran reconocerlo.

Lo cierto es que la continua inseguridad jurídica, con medidas retroactivas que ponen en riesgo las inversiones realizadas, ya paralizó en su momento muchas de las inversiones programadas en nuestro país. Sin embargo, los cambios regulatorios citados proyectaron una avalancha de nuevos activos tóxicos para las entidades financieras y, especialmente, fotovoltaicos (uno de los sectores más castigados con la reforma). Incluso, el Banco de España solicitó en su día información a las entidades financieras sobre su exposición real a los riesgos del sector renovable y ya se descartó la aplicación de la Sareb (el famoso ‘banco malo’) para la absorción de los activos renovables tóxicos, pero aparecieron los denominados  o mal llamados fondos buitre que, desde que se iniciaron los primeros ajustes normativos, han estado al acecho para hacerse con activos a precio de derribo, con unas importantes quitas, inferiores a las del mercado inmobiliario. Lo que en su día fue visto con malos ojos por el sector, hoy está empezando a funcionar siendo una buena oportunidad de negocio, aunque se tengan que considerar inseguridad a futuro,  por las revisiones que pueda realizar el Gobierno como consecuencia del concepto de la rentabilidad razonable del proyecto.

En estos últimos meses las entidades financieras ya se han puesto en contacto con los propietarios de los proyectos en dificultades (en Distress), que al entrar en default, deben de renegociar los términos en los que puede cerrarse una eventual refinanciación de la deuda, personalizada a cada instalación concreta, a no ser que quieran negociar con los citados fondos la aplicación de la correspondiente quita.

Queda claro que el mapa empresarial de las renovables ha sufrido un profundo cambio, debido a todos los ajustes realizados, y esto ha sido aprovechado por los grandes inversores, bancos y grandes fondos para el desarrollo de nuevos negocios.

El proceso de reestructuración financiera

El proceso de reestructuración financiera, o sea el proceso de renegociar la deuda en tiempos de crisis, es un concepto que implica un cambio de las relaciones entre los diferentes stakeholders de una empresa, que tiene como objetivo dar viabilidad financiera a la empresa. Esa viabilidad de la empresa responde a una serie de actuaciones en todas las áreas: operativa, comercial, financiera, fiscal y también de liquidez y solvencia.

Para volver a resumir porque está siendo necesario reestructurar los activos renovables, decir que dicha necesidad ha sido como consecuencia de los cambios regulatorios, que han dado lugar evidentemente a unos malos resultados para las empresas, con reducciones de ingresos del orden del 30% o incluso superiores, con un alargamiento del periodo de la deuda y un probable relajamiento de los covenents, con unos objetivos de reestructuración a corto plazo en términos de caja, y a largo plazo en términos de orientación del valor.

Componentes de un proceso de refinanciación

Al ser proyectos que se han financiado en la modalidad de Project Finance son procesos complejos, con una gran variedad de componentes, personas e intereses que interactúan entre sí.

También hay que gestionar la presión, ya que hay problemas de tiempo, las propias dificultades del proceso, la necesidad y relevancia de conseguir el éxito en las negociaciones.

Dentro del proceso de refinanciación existes unas circunstancias positivas, pero por el contrario existen una serie de restricciones.

Las circunstancias positivas son:

􀂄-Fortalecimiento del balance
-Diferimiento en el pago de la deuda
-Waivers (es la solicitud de una dispensa temporal en el cumplimiento de los covenants financieros establecidos en el contrato del crédito y la realiza el acreedor a las entidades financieras que otorgaron el crédito). La solicitud de un waiver puede comportar sólo el permiso o dispensa temporal de incumplir determinados ratios establecidos en los covenants, cómo puede ser Deuda Total / Ebitda, o puede implicar también entrar en una reestructuración completa del crédito.
-Inyección de ‘fresh money’ (dinero nuevo), o aplicación de periodos de gracia para rearmar la caja, pagando solamente los intereses
-Mejor monitorización y reporting

Las restricciones a tener en cuenta:

􀂄 -Depósito de garantías
􀂄-Covenants, que aunque se suavicen no va a ser posible eliminarlos (un convenant, es un indicador, de los que son utilizados por los bancos para asegurarse de que los prestatarios operarán de una manera financieramente prudente, que les permitirá repagar su deuda. Un convenant puede requerir que el prestatario presente sus estados financieros al banco. Otros pueden prohibirle a la empresa adquirir nueva deuda. Por ejemplo, en un covenant un prestatario debe guardar cierto nivel de equity, o si no, los bancos tienen el derecho de terminar con el acuerdo. Las restricciones que imponen los covenants se incrementan en proporción con el riesgo financiero de un prestatario).
-Costes financieros, que serán normalmente iguales, ya que todo estaba cubierto por algún instrumento de cobertura de tipos (swap, collard, …)
-􀂄 Costes del proceso (que son elevados)
-􀂄 Limitación a soportar endeudamiento adicional

Las fases del proceso de refinanciación

Estas serían:

  • Diagnóstico de la situación
  • Plan de Negocio/Viabilidad/Modelo financiero
  • Estructuración de la operación
  • Búsqueda de viabilidad de la refinanciación
  • Presentación propuesta de refinanciación (term sheet)
  • Negociación
  • Si no hay acuerdo, nueva estructuración

Los factores claves de éxito son:

􀂄-Un proceso de reestructuración exitoso debe contar con un Plan de Negocio creíble y una credibilidad del Modelo Financiero
-La propuesta de reestructuración a la banca debe ser atractiva, equitativa y simétrica
-El papel del asesor es clave
-Equipo directivo implicado y líder: “track-record”
-􀂄Revisión estratégica constante

Y las lecciones aprendidas serían:

􀂄-La reestructuración es un proceso único y complejo.
-Dónde los bancos juegan con ventaja.
-Las patadas hacia delante no son una solución, ya que pueden ser solamente un parche.
-Dar al factor humano la misma importancia que al técnico-financiero
-Las soluciones no siempre son perfectas, pero a veces son buenas.

Como comentarios adicionales, decir que la financiación habitual de las instalaciones de generación con energías renovables, se realizó, para el caso de las instalaciones medianas y grandes, con un Project Finance, y que ahora el papel de los Bancos es fundamental en la refinanciación, y por lo que parece, se han adaptado a las circunstancias, para no entorpecer los procesos y no quedarse con los activos (aunque en la gran mayoría de los casos, se ha refinanciado sin problemas, dándose viabilidad a los proyectos), relajando los covenants y alargando los periodos de financiación.

Para que las refinanciaciones sigan funcionando en el futuro, es necesario una estabilidad regulatoria, para poder tener una predicción lo más real posible del Cash Flow, y para ello los cambios a realizar por el Gobierno en los periodo y semiperiodos regulatorios, para la aplicación de la rentabilidad razonable, cada 6 0 3 años, deben de ser lo más estables posibles.

Dentro de los cambios pedidos por los Bancos, además del alargamiento de los periodos del préstamo y de la relajación de los covenants, se van a tener que realizar acciones que mejoren la viabilidad económica de las instalaciones. Entre estas acciones a realizar, es necesario repasar y tener en cuenta todas aquellas acciones en las que se pueda incidir a través de negociación, no solo con los Bancos, sino con los proveedores, tales como:

  • Reestructuración de la deuda y de las garantías existentes
  • Optimización de costes de la O&M
  • Optimización del resto de contratos más significativos
  • Optimización de los repuestos
  • Optimización de los seguros de las plantas

Como se puede ver es un tema complicado que depende de demasiadas variables, pero que en estos momentos está siendo realizado en mayor o menor medida por todos los activos con problemas.

Las renovables recurren ante el Supremo el decreto del autoconsumo por “vulnerar la Constitución y la legislación europea”

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enchufe

Las asociaciones empresariales ANPIER, APPA y UNEF, la Plataforma por un Nuevo Modelo Energético, Solartys y otras organizaciones han interpuesto, ante la Sala Tercera de lo Contencioso Administrativo del Tribunal Supremo, diversos recursos contencioso-administrativos contra el Real Decreto 900/2015, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y producción por autoconsumo.

Los firmantes de los recursos entienden que el RD 900/2015, además de instaurar el que se ha denominado “impuesto al sol” y limitar radicalmente la implantación del autoconsumo de energía eléctrica, vulnera la Constitución Española, puesto que la aplicación de peajes al autoconsumo supone una arbitrariedad con respecto a otras tecnologías que también autoconsumen pero a las que no se les aplica carga alguna.

El Decreto aprobado discrimina a las tecnologías renovables en beneficio de las tecnologías fósiles, vulnera el principio constitucional de la libertad de empresa e incurre en el incumplimiento de la Directiva 2009/28/CE de fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables.

Por otra parte, los firmantes entienden que existe una clara vulneración de la Directiva 2009/72/CE del mercado interior de la electricidad, puesto que la norma impone unos peajes discriminatorios, así como medidas antieconómicas y desproporcionadas para los consumidores.

Según dichas organizaciones, los autoconsumidores conectados a la red ya pagan los mismos peajes al sistema que cualquier otro consumidor, es decir, la totalidad del término fijo, y la parte correspondiente a la demanda de energía que hagan de la red.

Uno de los puntos que más critican de la nueva legislación es la referida al Balance Neto, que consiste en ceder la electricidad generada y le  sobra al productor cuando no la usa (por ejemplo, en las horas centrales del día en muchos hogares) y poder, a cambio, recuperar esa misma cantidad de energía cuando su instalación no genera (por ejemplo, de noche). La normativa prevé además que los autoconsumidores de menor tamaño (menos de 100 kW) estén obligados a regalar su excedente a la compañía eléctrica.

“Lejos de incentivar el autoconsumo, la generación distribuida y el uso de energías renovables, esta normativa desincentiva el desarrollo del autoconsumo eléctrico al prever un “impuesto al sol” injustificado que implicará que los autoconsumidores, aun siendo los que menos uso hagan del sistema, paguen más cargos para el mantenimiento del mismo que el resto de usuarios”, asegura Jorge Barredo, presidente de UNEF.

Ilustración: J.C. Florentino