Energía

Raúl Morales (Soltec): "El sector fotovoltaico va a estar parado otra vez la primera mitad del año"

  • El CEO explica los planes de crecimiento de la compañía
Raúl Morales, consejero delegado de Soltec.

Soltec lleva dos décadas ofreciendo soluciones integradas e innovadoras a nivel mundial y haciendo frente a cualquier reto para seguir creciendo. En la siguiente entrevista, su consejero delegado, Raúl Morales, nos pone al día de las últimas novedades de la compañía y opina sobre algunos temas de interés para el sector.

¿Cómo le ha ido a la empresa en 2023 y qué perspectivas tienen para 2024?

Estamos muy satisfechos con el trabajo que hemos realizado. Hemos ido de menos a más, teniendo que lidiar con todos los desafíos de los retrasos, tanto en España como en EEUU. Al final, lo importante es cumplir nuestro objetivo. Hemos empezado 2024 con varias medidas, en materia energética, que el Gobierno ha incluido en el Real Decreto-ley de finales de diciembre. Una de ellas es el incremento en seis meses del plazo para conseguir la Autorización Administrativa de Construcción (AAC) para los nuevos proyectos de renovables. Este cambio, que ha sido una sorpresa para el sector porque no se esperaba, va a provocar una relajación de pedidos en el primer semestre del año. Las autorizaciones van a llegar, seguramente, más cerca de julio que de enero, de manera que la mayoría de los pedidos se van a concentrar en la segunda mitad del año.

Una de las regiones por la que más están apostando es Estados Unidos ¿Qué planes tienen?

Al principio, la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) estadounidense fue un freno importante. Ahora parece que eso se ha desbloqueado. Estamos vendiendo bastantes proyectos en Estados Unidos y otros muchos están entrando. Hay grandes empresas energéticas españolas que están haciendo plantas de gran tamaño en este país y que son clientes nuestros, lo que nos facilita la entrada en este mercado. También hay epecistas españoles que están llegando a Estados Unidos y nosotros les estamos ayudando. Asimismo, hemos suministrado a clientes americanos como AES, que nos han abierto la puerta, de manera que ese epecista americano que antes ponía mala cara porque no somos locales, ya nos conoce, prueba el producto y se abre una relación completamente distinta. Respecto a los planes de crecimiento, Estados Unidos es, en la actualidad, el principal mercado de seguidores solares del mundo, representando cerca del 50% del suministro de seguidores a nivel global –excluyendo China– y nosotros queremos estar ahí. Actualmente contamos con un centro logístico en Texas, estamos reforzando la oficina de Miami y este año nuestro objetivo es llegar al 50% de nuestras ventas en el mercado americano, es decir, en contratos firmados. En volumen (megavatios) estamos en un 30% y tenemos como objetivo alcanzar el 50% en 2025. De momento no contemplamos instalar ninguna fábrica en el país, pero tenemos capacidad de fabricación con acuerdos con proveedores locales y estamos preparados para que, cuando llegue esa demanda, darle servicio. Finalmente, en tema de producto, hemos lanzado una serie de modelos especialmente diseñados para el mercado americano que esperamos sean una auténtica revolución y con los que estamos muy satisfechos. Son seguidores muy sencillos que, a la vez, permiten mucha capacidad de instalación a un precio mucho más competitivo. También vamos a sacar un tracker extra largo para este mercado.

Además de la división industrial, Soltec cuenta con una división para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos a gran escala. ¿Están iniciando algún proyecto en EEUU?

Lo estamos considerando y estamos estudiando a qué escala. Todo esto lleva su proceso y lo estamos analizando con calma. De la misma manera que tanto en España como en Italia tenemos mucha experiencia y personal nativo especializado, en Estados Unidos tenemos menos expertise y hay que ir con más moderación porque poner en marcha 1 GW cuesta mucho dinero.

¿Cómo están repartidos los 14 GW que tienen actualmente en cartera a nivel global?

En España tenemos 2,3 GW, en Brasil 6,3 GW, en Italia 2,7 GW, en EEUU tenemos 100 MW en un estado muy inicial, y el resto están en Colombia, Rumanía y México. A principios de enero vendimos el 100% de nuestra cartera de proyectos fotovoltaicos en Dinamarca (850 MW), que también estaban en una fase inicial de desarrollo, al fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) y en Colombia estamos finalizando la construcción de la que será la planta más grande del país.

En relación con el tema de baterías, ¿se van a meter en hibridaciones?

En Italia, en casi la mitad de los proyectos se ha hecho competición de interconexión para hibridar. En España lo estamos viendo porque creo que tiene todo el sentido. Yo soy firme defensor de la hibridación. En lo que no creo tanto es el stand-alone, que no quiere decir que no se pueda hacer alguno porque haga falta en algún sistema, en algún nodo determinado, etc. Pero poner gigavatios y gigavatios de baterías en stand-alone lo veo irracional, a no ser que se quiera hacer una subasta nacional para poner potencia de batería. Si yo tengo una planta que tiene espacio para poner baterías, que tiene interconexión y que, además, tiene la generación, qué sentido tiene poner baterías en otro sitio. El problema de las baterías no es otro que la certeza del precio de venta.

¿Les está afectando de alguna manera la crisis del mar Rojo?

Los que hemos sido previsores hemos conseguido precios cerrados de transporte, pero otros están sufriendo las subidas del precio del contenedor, que se ha multiplicado entre tres y cuatro veces. Por ejemplo, en el caso de los módulos, un contenedor de 1.500 euros ahora vale 4.000 euros. Si necesitas tres contenedores por mega de módulos y haces los números, son 1,3 céntimos más, y eso es dinero. En el caso de los trackers sucede lo mismo; algo menos, pero también impacta. Si todo sube dos o tres céntimos, en un CAPEX de cincuenta y tantos, sesenta, puedes llegar a un 3, 4 o 5%. Por eso, cuando algo está bien de precio no hay que darle muchas vueltas. Hay que comprar y asegurarse.

¿Las subastas del Ministerio les pueden impactar en la evolución de las ventas?

Todo va a depender de los precios. Si te vas por debajo o muy por debajo del nivel de los PPAs actuales, es difícil que exista interés en acudir a las subastas. Y luego depende de los tiempos. Yo creo que los diferentes agentes del mercado están esperando a tener las AAC, porque si no es muy probable que se pida una prima de riesgo. Si finalmente las subastas se convocan antes de que se publiquen las AAC, se van a ofertar precios muy altos, pero si posteriormente no se obtiene la autorización, entonces se tiene que poner una prima de riesgo. Sin embargo, con la AAC asegurada y todo listo para empezar a construir, se consigue viabilizar los proyectos. En este sentido, es probable que los agentes vayan a intentar ganar menos y poner un precio más bajo. Esa cuenta es la que habrá hecho el Ministerio. No convocar la subasta hasta que las AAC no estén publicadas. Si las autorizaciones llegan en julio, más o menos, a lo mejor convocan la subasta en septiembre, con lo cual el sector va a estar parado otra vez la primera mitad del año. Nosotros tenemos suerte porque trabajamos con las grandes. Pero el que no tenga esa suerte, lo tiene complicado.

El año 2023 no ha sido especialmente bueno para las empresas renovables que cotizan en bolsa. ¿Cómo le ha ido a Soltec?

El sector lleva castigado todo 2023 debido al contexto de altos tipos de interés. Diciembre fue, en términos de mercado, el mejor mes para nuestra acción. Los primeros días de enero no han sido buenos, pero se ha ido remontando. Este 2024 tiene mejor pinta a nivel de mercados para renovables, incluida España, también unido con el contexto de tipos que parece que se va a suavizar. Quedan muchos meses por delante y vamos a ver cómo evoluciona el mercado. En todo caso, Soltec cuenta con catalizadores muy relevantes y estamos convencidos de que el mercado lo va a reconocer más pronto que tarde.

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