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WindEurope afirma en su declaración: “El Reglamento inicialmente tenía como objetivo un límite en la UE para todas las formas de generación de energía inframarginal. Pero el Reglamento, tal como se adoptó la semana pasada, no impide que los gobiernos nacionales introduzcan impuestos adicionales y puedan tomar medidas no coordinadas sobre diferentes tipos de generación de energía”. En este sentido, también señala que “algunos gobiernos nacionales ya están planificando nuevos impuestos que se sumarían a las medidas de emergencia de la UE. Y estas medidas adicionales incluyen impuestos sobre los ingresos totales de los productores de electricidad, en lugar de sus ganancias. Esto detendrá las inversiones en energías renovables“.

LAS MEDIDAS ADOPTADAS EN ESPAÑA YA CUMPLEN CON EL REGLAMENTO

En España, las sucesivas medidas aprobadas por el Gobierno durante los últimos 12 meses cumplen con el contenido del nuevo Reglamento de la UE para hacer frente a los precios de la energía. Por un lado, las medidas ya adoptadas en los tres RDL (RDL 17/21, RDL 23/21 y RDL 6/22) implican una reducción de los ingresos de las energías inframarginales que operan directamente en el mercado; Y, por otro lado, para aquellas instalaciones que estén acogidas al régimen retributivo regulado (RECORE), mediante el citado RDL 6/22, se ha revisado a la baja el importe de los incentivos a percibir con carácter previo, en función de los precios reales de mercado. y estimaciones futuras.

Además, el tope en el precio del gas para generación eléctrica (adoptado por el RDL 10/2022), también ha reducido el precio del mercado eléctrico. En el 85% de las horas desde que se aprobó la exención ibérica, el precio de mercado ha estado por debajo del techo de 180 €/MWh propuesto en el Reglamento. En España, por tanto, ya se han realizado los ajustes que propone el reglamento.

Además, el tope en el precio del gas para generación eléctrica (adoptado por el RDL 10/2022), también ha reducido el precio del mercado eléctrico. En el 85% de las horas desde que se aprobó la exención ibérica, el precio de mercado ha estado por debajo del techo de 180 €/MWh propuesto en el Reglamento. En España, por tanto, ya se han realizado los ajustes que propone el reglamento.

Cualquier gravamen adicional penalizaría un porcentaje importante de la inversión en renovables y afectaría al ritmo de pedidos de la industria eólica El sector eólico considera que cualquier impuesto, tributo o gravamen que se sume a la situación existente y que no esté estrictamente enfocado a reducir beneficios tiene no tiene cabida dentro del objetivo o espíritu del nuevo Reglamento, ni se justifica desde el punto de vista macroeconómico, energético, climático o de rigor fiscal.

La imposición de nuevos impuestos constituiría una decisión regulatoria sin solidez jurídica, que penalizaría la toma de decisiones sobre inversiones renovables en aquellos grupos empresariales afectados, lo que podría retrasar la puesta en marcha de un porcentaje significativo de generación renovable durante los próximos años, privando al consumidor de los beneficios en la reducción del precio de la electricidad que estas renovables motivarían con su entrada, precisamente en el contexto temporal en el que más se debe acelerar el despliegue de las renovables en Europa.

Por principio, cualquier intervención en un mercado, en este caso el mercado eléctrico, requiere una revisión de las estrategias de inversión por parte de los actores hasta conocer los riesgos del nuevo escenario. En el caso concreto de la eólica, tiene importantes implicaciones industriales ya que ralentiza la toma de decisiones sobre los pedidos de la industria para la instalación de nuevos aerogeneradores en los próximos años, condicionando la carga de trabajo de las fábricas con sede en Europa. En España contamos con 250 centros industriales, que cubren el 100% de la cadena de valor eólica.

PREOCUPACIÓN POR LA FALTA DE COHESIÓN EN EUROPA CON LAS MEDIDAS DETALLADAS Y EL EFECTO DE ATRACCIÓN DE INVERSIÓN DE OTROS MERCADOS

Se identifican riesgos adicionales que preocupan al sector eólico en España y Europa. La falta de cohesión y coordinación de las medidas detalladas que cada gobierno decida implementar generará, de facto, mercados con importantes diferencias en la atracción de inversores, rompiendo el espíritu del mercado único en Europa.

El riesgo viene de los diferentes precios máximos para toda la generación de energía inframarginal que pueda haber en cada país -que debería tender a ser el mismo para todos- y del margen que Europa abre a los gobiernos nacionales para añadir nuevos impuestos propios hasta el 31 de diciembre. 2022, que se sumaría a las medidas de emergencia de la UE, y que agravaría aún más el desequilibrio al generar ventajas competitivas para atraer inversiones de unos países miembros sobre otros, rompiendo la unidad de esfuerzo de la UE y el mercado únicamente europeo.

Si a todo ello le sumamos las estrategias de apoyo acelerado y rebajas fiscales a las renovables que en este sentido están adoptando terceros mercados -como EE.UU.-, precisamente por aportar certidumbre y unidad de criterio en la coyuntura actual, el interés de las empresas podría cambio en priorizar las inversiones en los próximos años en estos mercados frente al mercado español o al mercado europeo en general.

Este gap inversor afectaría a los proyectos que actualmente se encuentran en fase inicial de tramitación, lo que supondrá un retraso en la instalación de parques eólicos en España a medio plazo 2024-2026, lo que podría afectar al 23% de la previsión actual, con implicaciones macroeconómicas de 2.500 millones de euros de inversiones retrasadas y 422 millones de euros de ahorro anual perdido en el precio de la electricidad para los ciudadanos.

EL RETO POSTERIOR DE VOLVER A LA ANTERIOR SITUACIÓN DE EQUILIBRIO EN LA UNIÓN

El sector eólico también manifiesta su preocupación por la dificultad que supondría volver a una situación de equilibrio tras la crisis. Los cambios que se van a producir en el mercado por las medidas que se tomen generarán nuevos mercados que se podrán consolidar, pero estarán basados en la falta de cohesión y en la búsqueda de los intereses particulares de cada país. Hay que empezar a trabajar en este proceso ya para que, en ningún caso, esta vuelta a los orígenes penalice al mercado español frente a otros países europeos.

CONDICIONES PARA LA PRÓXIMA SUBASTA DE ENERGÍAS RENOVABLES

El Gobierno de España ha anunciado subastas de energías renovables de 520 MW para el 25 de octubre y 3,3 GW para el 22 de noviembre. Todo lo anterior puede afectar al resultado de las subastas. ¿Bajo qué supuestos de ingresos, riesgos y costes deben las empresas diseñar sus ofertas en ellos?

En este punto surgen varias preocupaciones: El momento más delicado económicamente para cualquier instalación renovable son los primeros años, ya que en este periodo se concentra la mayor parte de los gastos del proyecto (también los riesgos relacionados con la puesta en marcha de la planta y la consecución de los objetivos, generación esperada, etc.), y la deuda con bancos/entidades financieras está en su punto más alto. Por lo tanto, cualquier incertidumbre en los primeros años del plan de negocios afecta la economía de la planta y el cierre financiero, que deberá llevarse a cabo en los próximos 2-3 años. Es posible que los participantes de la subasta necesiten aumentar sus ofertas o que no les resulte interesante participar en las subastas si no hay visibilidad del valor y la estabilidad del límite de ingresos en las tecnologías inframarginales.