José Luis Galindo fundó Enertis en 2006, a las puertas del primer boom de la energía solar en España, orientándose desde el principio a garantizar la calidad de los equipos y las instalaciones de energía verde. Catorce años después, la firma española de consultoría e ingeniería especializada en eólica y fotovoltaica cuenta con unos 180 empleados, facturó 20 millones de euros en 2019, ha participado en más de 2.200 proyectos en 65 países -suman 100 GW-, y tiene oficinas en España, EEUU, Chile, México, Panamá, Argentina, Colombia, Reino Unido, Sudáfrica y China. Galindo charla con elEconomista en un restaurante de Madrid.
¿Qué diferencia al mercado español del resto del mundo?
Somos uno de los pocos países con auténtica historia en tecnología solar -ahí están los trabajos del profesor Antonio Luque-, tenemos un recurso solar abundante, nuestras empresas fueron pioneras y eso nos ha dado un sector muy solvente, con capacidad industrial y con mucho know how. Tenemos todos los condimentos para ser un gran hub internacional de la energía solar, y disponemos de con un enorme desarrollo de mercado por delante, en los próximos años.
¿No hay una burbuja ahora, como la hubo hace una década?
No me gusta la palabra burbuja. Si el crecimiento fuerte y el apetito inversor provocan ese know how, un sector industrial potente, que los bancos entiendan la tecnología y sus proyectos... Entonces ese crecimiento rápido tiene un valor positivo porque produce valor. Hay otros crecimientos rápidos sin ese resultado positivo y en cosas que están condenadas a morir a corto o medio plazo; ese no ha sido el caso español.
¿Y ahora? ¿Hay burbuja ahora?
Ahora pasa un poco lo mismo. Es parte de un proceso de desarrollo; ya no hace falta incentivar el mercado porque la energía solar es competitiva sin ayudas y el camino a seguir está claro: hay que electrificar la economía, como apunta la UE con el Green Deal. Ahora tenemos los mecanismos para crecer a las tasas aceleradas que nos dicen que debemos crecer.
¿Hay barrera en la financiación?
No. Tenemos apalancamientos del 60% en las plantas que venden la energía al mercado, que son razonables, y del 70% cuando hay una cobertura de precio, que puede ser un PPA [contrato de compraventa a largo plazo, por sus siglas en inglés] o algún otro mecanismo, como las subastas. Es un funcionamiento normal de mercado, aunque haya diferentes vectores de crecimiento.
... Subastas, subastas. ¿Qué opina de las polémicas subastas?
Son dos caras de una moneda, positiva y negativa. Por un parte dan visibilidad y estabilidad, garantías, facilitan la inversión... Eso está claro, pero es posible que lleguen un poco tarde, porque ya estamos preparados, ya tenemos la dinámica del mercado. Hay que buscar un punto de equilibrio que sea dinamizador y corrector, pero sin perturbar al mercado; puedes lanzar una subasta para conseguir un objetivo de generación distribuida, seleccionar un mix de tecnologías concretas o cumplir objetivos de transición justa. Si esto se hace en una dimensión que no perturbe el mercado, es bueno, pero si es muy grande...
¿Y las nuevas pujas del Gobierno?
El horizonte está muy abierto en los próximos años, pero me preocupa su tamaño. Si se supera el nivel de 3.000 MW anuales, considerado mínimo, podemos entrar en un terreno perverso que frene la dinámica del mercado.
¿Y la especulación en los derechos de acceso y conexión a la red?
La estrategia inversora depende de muchos elementos y la electrificación debe ir rápida: o te das prisa o te quedas fuera. El empresario tampoco se arriesga porque sí, aunque haya proyectos que no se van a hacer, porque son malos. Con un horizonte a cinco años vista para que concluyan las tramitaciones es muy difícil saber qué puede ocurrir.
¿Hay otros mercados tan calientes como el español?
Sí los hay; de dos tipos. Hay mercados que van a tirones, con avalanchas, porque son jóvenes y la legislación es poco clara; el último ejemplo es México, que ha colapsado porque no se sabe qué va a ocurrir en los próximos años. Pero hay otros muy dinámicos, con crecimiento fuerte y con estructuras financieras sofisticados, como EEUU, o como aquí, en España, que atraen inversión porque son una opción sólida y atractiva.
¿Le preocupa el efecto depresor en el precio del mercado eléctrico?
La pandemia ha sido un ensayo a escala real del impacto de una gran penetración de renovables en el sistema eléctrico: los precios han bajado, pero han sido cero muy puntualmente y se ha recuperado bien, porque el mercado eléctrico es muy sofisticado y tiene muchos resortes que funcionan. Dudo de que el mercado sea tan torpe como para que deje de funcionar.
¿Qué ha pasado con la calidad de las primeras plantas solares, cuando la tecnología que venía de China no estaba bien testada?
En China puedes comprar buenos módulos y malos. Los que se compraron de forma profesional, con control de calidad, se han comportado bien, aunque todo no depende del generador solar; nosotros hemos visto multitud de casos en los que no se hizo bien, por mala calidad de producto -que ahora tienen una gran degradación y con muchos defectos-, por malas conexiones, por escaso recurso solar...
¿Pueden corregirse o mejorarse?
Estamos trabajando con machine learning cómo mejorar las plantas. Tenemos software propio para analizarlas; ahora estamos estudiando el funcionamiento de los paneles bifaciales.
¿Qué recorrido ve al autoconsumo?
La generación distribuida y el autoconsumo aportan menos volumen que las plantas grandes, pero es un nicho muy interesante con infinidad de modelos de negocio. Aún debe simplificarse la tramitación administrativa y reducirse más el término fijo de las facturas para mejorar su competitividad.
¿Y la hibridación de tecnologías?
Tiene todo el sentido. En EEUU es donde más tenemos peticiones, sobre todo con baterías y sistemas de almacenamiento.
