Engie se prepara para un salto de tamaño en España que les llevará a alcanzar los 3.000 MW de renovables en los próximos años mediante crecimiento orgánico y adquisiciones. La compañía alcanzó en noviembre un acuerdo para comprar Sofos y Eolia, una operación que ayer mismo fue autorizada por la Comisión Europea. Ambas adquisiciones no sacian la ambición de la compañía, tal y como desvela su consejera delegada, Loreto Ordóñez, a elEconomista, que asegura que están inmersos en un gran crecimiento en renovables.
¿Cómo van a encajar las adquisiciones de Eolia y Sofos en la estrategia de Engie en España?
Eolia forma parte de la ambición que tenemos en España. En los últimos años empezamos sin prácticamente nada de renovables y así, poco a poco, hemos alcanzado casi 700 MW de capacidad instalada pero la compra no está cerrada.
¿Qué les queda pendiente?
Hay que pasar por la CNMC y por el Consejo de Ministros al ser inversión extranjera, lo que supone que el cierre total estará en abril.
Eolia es fundamentalmente negocio eólico regulado. Nos da activos en operación del orden de 900 MW y una cartera de proyectos muy interesante de 1.200 MW que se añadirán a lo que trae Sofos, que cuenta con 1.000 MW en desarrollo.
Ambas adquisiciones entran en la estrategia que tenemos en España. Cuando el grupo dice que tiene 15.000 millones para invertir, el 45 por ciento en renovables y que quiere 4 GW en operación comercial al año, vemos que eso pasa por incorporar proyectos que permitan seguir avanzando en desarrollo orgánico y algo que suponga un crecimiento inorgánico importante. Por eso compramos Sofos para el crecimiento orgánico y Eolia porque nos da el inorgánico y proyectos. Con todo, nos colocaríamos ya con 1,6 GW de capacidad operativos y la ambición que tenemos en España en el corto plazo es crecer hasta un mínimo de 3 GW. Los números no son las tablas de la ley. No me han puesto que tengo que hacer 3 GW. Al final, en estas compañías internacionales tan grandes compites con otros proyectos y se lo lleva el que mejor rentabilidad ofrece. Con Eolia nos convertimos ya en el sexto operador por capacidad de generación en España pero también si miramos sólo en renovables. Para crecer hasta esos 3 GW tenemos que materializar el portfolio de Eolia, el de Sofos y parte del de Engie. La diferencia de nuestra estrategia con la de las petroleras es que nosotros no vemos la necesidad de crear una base de clientes porque podemos cubrir con fórmulas a largo plazo la producción de nuestras plantas. Tenemos los 700 MW estructurados y ahora con lo que viene de Eolia como es regulado no hay nada que estructurar y la cartera que irá entrando será merchant, lo que justifica el cambio de Aimco. El hecho de seguir desarrollando su plan tenía que meterse en riesgo de mercado y eso desencajaba un poco a un fondo de pensiones.
¿Podrán lograrlo?
Estamos trabajando y como nadie llega a materializar el 100% mi expectativa es que si miro el plan que tenemos y la ambición todavía tenemos que hacer más cosas inorgánicas. Estamos disparando no sé si a todo pero a mucho. Hay cosas a las que le vemos más sentido que a otras. Somos capaces de coger capacidad a merchant y estructurarla. Hay muchos proyectos en el mercado que son inmaduros y que nos vienen bien porque somos capaces de desarrollarlos. Luego en el mercado hay mucho de todo. Estamos mirando varias cosas para seguir creciendo en España para ser un jugador clave en renovables.
Con base en España pero con objetivo internacional también tenemos la sede de Ocean Winds, de eólica offshore, aunque eso tiene otro equipo pero supone también mucha ambición por parte de Engie.
¿Y qué papel jugará el gas?
El grupo está en esa parte de posicionamiento en renovables que no es contradictoria con tener un alma gasista. Al final, por mucho que ahora me llame Engie no dejamos de venir de Gaz de France y no lo escondemos. No somos renovables en contradicción del gas. Estoy convencida de que el gas es una tecnología necesaria para la transición energética si me desacoplo un poco de la tensión geopolítica actual.
En condiciones normales, el gas es absolutamente necesario para tener una transición energética económicamente viable o repetiremos los errores del pasado. Querer seguridad de suministro e incorporar tecnologías que no están maduras, como el almacenamiento a gran escala, tiene un coste brutal. ¿Por qué no hacerlo de un modo más pausado? Utilicemos la infraestructura que tengamos a día de hoy y, poco a poco, vamos reciclando a medida que haya un desarrollo tecnológico. En ese sentido, le veo una muy buena posibilidad a todo lo que tenga que ver con los fondos Next Generation para hacer un desarrollo de país que permita avanzar hacia esa descarbonización masiva pero creo que el gas tiene un sentido muy importante. Ahí nosotros seguimos apoyando la creación de un mercado de capacidad.
¿Los ciclos combinados tendrán un buen resultado este año?
Los márgenes de los ciclos han sido paupérrimos aunque los precios han estado muy altos. Al final, los ciclos ofertan en base a su estructura de costes variables y dependen de la subida del gas, que ha sido muy fuerte, y del precio del CO2 que no se sabe muy bien si va a seguir subiendo. Cuando sube tanto la estructura de costes variables dices sí, produzco, pero por el aumento de la demanda que provocan los anticiclones pero en términos económicos no ha sido el chocolate del loro. Al final, en todo este debate de la demonización de las eléctricas no sé qué eléctrica es la que deja su posición abierta y se enfrenta a la volatilidad del mercado. Ningún accionista metería su dinero en una eléctrica que dejara abierta su posición a la volatilidad del mercado.
¿Ha sido complicado cerrar posiciones para este año?
Tendríamos que diferenciar dos cosas que están pasando en el mercado. Si miras la transición energética a largo plazo se requiere muchísimo capital. Alrededor de 220.000 millones para hacer todo el PNIEC.
Creo que deberíamos tener previsión a largo plazo. Volatilidades a corto plazo y modificación de la regulación a corto plazo pueden tensar el mercado inversor. Ya te digo que tengo un claro ejemplo. La semana que estábamos cerrando Eolia era la que se estaba planteando tocar el Recore y eso es muy duro para un inversor extranjero. El PNIEC necesita inversión extranjera y hay que dar una señal de estabilidad regulatoria en el largo plazo porque el dinero se asusta. En la medida en que vemos una apuesta fuerte de la administración seguimos apostando por España.
¿Y cómo se soluciona el problema de precios?
Es necesario revisar la manera en la que se construyen las tarifas domésticas de electricidad frente a la volatibilidad del mercado.
Con la evolución de los mercados mayoristas nos muestra que una correlación directa entre tarifas y precio horario de la electricidad genera muchos problemas. Considero que es necesario revisar la estructura de esas tarifas de manera urgente, para que la macro volatilidad global del precio del gas o del CO2 no se traslade de manera tan severa a las mismas. Los consumidores domésticos necesitan de esquemas tarifarios menos complejos y más estables.
¿Van a participar en las próximas subastas con algún proyecto de biomasa o termosolar?
El crecimiento no está tan apalancado ni en fondos, ni subsidios ni en cosas de este estilo. Utilizamos nuestro músculo inversor y la deuda que podamos levantar en el mercado. Para clientes finales sí miramos qué planes hay. Tenemos un proyecto termosolar con fondos del IDAE para un industrial, pero no vamos a ir a estas subastas.
¿Afecta a España la venta de Equans a Bouygues?
Nada. La operación se cerrará en los próximos días. Equans era la separación de actividades de servicios del grupo pero se hizo en función del tamaño de la actividad de cada país. Si hubiese sido más grande, hubiese entrado en su totalidad pero en España se hacen este tipo de negocios y otros muchos por lo que no ha entrado ahí. España facturó 3.000 millones de euros en 2021 y la actividad es pequeña en esa cuenta de resultados. No merecía la pena hacer la segregación de las compañías para un negocio tan pequeño.
¿Hay interés por las plantas de biogás? Con el debate sobre las macrogranjas abierto.
Los proyectos de biogás se están mirando pero en España no. Aquí estamos mirando el hidrógeno.
¿Qué están haciendo para crecer en hidrógeno?
España tiene mucho que jugar en el hidrógeno ya que cuenta con acceso a una energía renovable barata que podría hacer esos proyectos más competitivos. Ahora tenemos el mismo debate que con las renovables en 2002 cuando no entraban por los precios y la administración montó un sistema de apoyo. Hay que tener un debate serio sobre el hidrógeno. El plan habla de 4 GW y todo el mundo está con proyectos de hidrógeno que superan esas cantidades. Ahora hay que materializarlo. Hoy en un proyecto con subsidios del 25%, uno de cada tres euros de capex sale un proyecto aún un 30% más caro que el hidrógeno gris.
¿Pero el industrial tiene interés?
El industrial está más convencido que nunca sobre la transición ecológica por acción o por reacción. Ve una transición, salvo con el hidrógeno, más accesible de lo que la veía hace unos años. Hoy en día se puede mejorar mucho la eficiencia energética con el estado de la tecnología. En la parte de energía descentralizada no puedes imaginar la cantidad brutal de peticiones que tenemos y la parte de los PPA para corporaciones es una locura. Hemos vendido todo lo que teníamos y estamos estructurando proyectos que no tenemos ni materializados.
¿Van a crecer en autoconsumo con la compra de Sofos?
Tenemos soluciones descentralizadas para los clientes industriales: cogeneraciones, redes de calor y frío, donde hemos crecido mucho en dos años y estamos haciendo fotovoltaico. Nuestra apuesta es distinta a una eléctrica tradicional. Hacemos dos cosas diferentes. La primera es que financiamos la instalación con nuestro propio balance y la segunda la gestión de energía. Una parte muy importante pasa porque seas muy eficiente y nuestro conocimiento como traders puede dar una valor adicional al cliente industrial. La parte de estructuración de los proyectos la hacemos muy bien y la de desarrollo y construcción nos lo incorpora Sofos para hacer un paquete integrado. No descarto que hagamos alguna adquisición más para infraestructuras descentralizadas pero lo que sí que vamos a hacer es mucho para la parte de renovables donde necesitamos un salto más porque hay mucho atasco en los permisos de proyectos.
¿Cómo ha ido la retirada de permisos de acceso?
Estamos viendo un retraso importantísimo. Hay proyectos que tardan hasta cuatro años en recibir los permisos por motivos varios. Hay muchos proyectos que colapsan las administraciones públicas. Los funcionarios de las administraciones locales no se ven capaces de digerir toda esta historia. Luego hay una parte final que tiene que ver con los ayuntamientos donde también sus recursos no son sobrantes, ni lo suficientemente sofisticados porque a veces es la primera vez que ven proyectos de este estilo. Nos quedamos bastante desinflados con la subasta del año pasado, con el llamado clicking day en el que iban a sacar capacidad. Realmente allí salió poquísimo y para los 17 GW restantes tenían de nueve a diez meses -que se cumplirán ahora en abril- para sacar un procedimiento de detalle de cómo iba a funcionar y no sé si tú lo has recibido pero yo no lo tengo todavía y tengo ahí todos los megavatios esperando en cola a ver qué pasa.
¿Se supone que el acceso que quedaba libre en Andorra iba a ser una primera prueba para esta subasta de puntos de acceso?
Tampoco estaba muy claro eso. Yo necesito ver un papelito sobre todo si es para el próximo abril. Tengo dudas de si ahora con la moratoria de los nueve meses no sé muy bien cómo casan los tiempos. Si dan ese tiempo a proyectos que llevan ahí atascados años pues esa capacidad no se va a liberar. No sé muy bien cuál es el planteamiento de la administración ahora mismo. Si es sacarlo en abril o esperar a que la moratoria acabe y ya saber lo que tienen para sacarlo o hacer una gran subasta.
¿En el caso de la eólica casi la mitad de los proyectos no había iniciado todavía la declaración de impacto ambiental?
Los proyectos que estaban perdiendo los permisos empezaban a poner reclamaciones patrimoniales por la responsabilidad de la administración en la gestión de los permisos. Creo que se puede acabar montando un tinglado legal importante. Tenemos muchos proyectos que están esperando esa subasta de capacidad y están parados desde julio del año pasado. Esperamos que salga eso pronto.
¿Hay un mayor interés por los 'distric heating'?
Estamos muy convencidos de las administraciones centrales tendrán mucho que decir pero las locales y los territorios tendrán muchísimo que decir. Cada vez vemos más iniciativas locales que pasan por la eficiencia energética. Los proyectos de Pamplona, Palencia van unidos a biomasa. El tema de estos proyectos es que, aparte de la complejidad técnica son proyectos con niveles de maduración muy largos desde que desarrollas el proyecto hasta que llegas a conectar un número significativo de clientes. Tenemos dos muy grandes ahora: el de Barcelona y el de Zaragoza.
¿Están interesados en construir una red de calor y frío en el proyecto de Madrid Nuevo Norte?
En Madrid Nuevo Norte quieren sacar una red. Mis equipos han estado mirándolo pero no estamos ahí aunque tenemos intención de mirarlo.
