Endesa acaba de cumplir 80 años y se prepara para seguir creciendo. José Bogas, consejero delegado de la compañía, ha presentado esta semana la mayor inversión de la historia y aún así pide que se creen las condiciones necesarias para ampliar estos planes. En su primera entrevista tras la decisión del Gobierno de recuperar el gravamen, el máximo responsable de la eléctrica advierte de sus riesgos.
¿Les genera algún tipo de incertidumbre para su Plan de inversión la situación actual con el gravamen a las energéticas?
La incertidumbre en general, y más en concreto sobre asuntos de fiscalidad, nunca es positiva. Sobre este impuesto hemos reiterado que no tiene sentido hoy, una vez superada la situación de emergencia por la guerra de Ucrania, además de que es un gravamen discriminatorio respecto de otras empresas europeas. Estaremos atentos a la evolución del proceso parlamentario en torno a esa posible pervivencia del impuesto, sea vía Real Decreto Ley o proposición de ley.
¿Volvemos a la propuesta inicial de incluir desgravaciones en el gravamen por inversión?
El PNIEC contempla una inversión de 308.000 millones, de los que más del 80% vienen del sector privado; no es momento para impuestos, es un momento para inversiones; los impuestos lo que hacen es detraer inversiones. Nosotros hemos hecho un gran esfuerzo de inversión en este Plan Estratégico, 9.600 millones de 2025 a 2027, supeditados a su correcto reconocimiento y retribución. Nuestra política de dividendos es atractiva y sostenible en nuestro balance. Estamos hablando de un 6-7% de retribución. Con el plan de inversiones y la política de dividendos, alcanzamos un apalancamiento al final del periodo de 1,8 veces, lo que nos permitiría aprovechar aún más oportunidades futuras de inversión, si se dan las circunstancias adecuadas.
Ligan la inversión en redes a una retribución del 7,5%, pero la propuesta final puede ser menor...
Nos hemos centrado en una retribución del 7,5% porque es la mediana de otros países europeos. Si finalmente el incremento viene a través del 7,5% o a través de un 7 y unos incentivos distintos o cambios en la metodología de remuneración, nos da igual; lo que estamos buscando es que sea atractiva la inversión en distribución.
El PNIEC habla de destinar 5.252 millones anuales en 10 años, eso es el doble de lo que se está haciendo ahora. Si tenemos en cuenta que ya han transcurrido del 2021 al 24 con unas inversiones inferiores, el resto de años será necesario triplicarlas.
El Gobierno es consciente de que necesita reforzar la red para absorber toda la demanda necesaria para desarrollar el Plan Integrado de energía y clima (PNIEC).
Hemos dado un primer paso muy importante con un incremento de casi el 45% yéndonos a 4.000 millones en los próximos tres años para red, que considero incluso insuficiente, así que, si se dan las circunstancias, podríamos incrementar esa inversión. Creo que hay una oportunidad tremenda en España para dar un paso adelante en la descarbonización y sería muy importante que se dieran las circunstancias para invertir más.
¿Preferirían invertir ese extra en redes o en renovables? Estos próximos dos años habrá muchas oportunidades en renovables.
El problema que está existiendo o que ha existido -porque espero que deje de existir a partir de ahora- es que la demanda no ha crecido con el vigor suficiente para absorber la cantidad de renovables prevista.
El PNIEC pone una cifra del 2023 al 2030 de incremento de demanda de 55 TW, de los cuales 33 TW son de demanda industrial.
Si la demanda creciera a ese ritmo, sería suficiente para introducir las renovables previstas porque los problemas que estamos sufriendo ahora son, por un lado, la judicialización -y el ejemplo es Galicia- en el desarrollo de parques eólicos y la penalización de la fotovoltaica. Las solares producen en una determinada hora, no hay demanda suficiente y los precios son muy bajos. Esto va a provocar una cierta ralentización del desarrollo renovable, pero creo que sí crece la demanda y se van resolviendo los problemas con la eólica, hay una posibilidad de invertir importante.
¿Está la demanda del PNIEC cubierta con las peticiones que ya tienen de acceso a la red?
Ha habido un subida increíble de peticiones entre el 2020 o el 2021, había 3.800 MW, y el 2023 ya son más de 30.000 MW. La suma total de las peticiones de acceso ha sido de 50 GW. De esos se han aceptado ya 20 GW que tiene que ver con centros de datos (16 GW) pero también con transporte o nueva industria.
Si estos 20 GW que se han concedido entraran en explotación, estaríamos hablando, de una demanda de entre 80 y 100 TWh. El plan habla de 55 TWh de los cuales 33 son industriales, es decir, tres veces más de lo que contempla el PNIEC. Esto lo que nos está diciendo es que el potencial que existe de crecimiento es importantísimo pero difícilmente se va a conseguir si no se sigue desarrollando la red.
¿Tienen sentido entonces las subastas que el Gobierno ha anunciado para los centros de datos?
Ha habido puntos donde no ha habido subastas y simplemente se han concedido siguiendo la normativa. Sea un camino o sea otro lo importante es que al final haya ese consumo. En Endesa tenemos peticiones por casi 3 GW de industriales. Si les pones 5.000 horas de funcionamiento, te da 15 TWh de demanda, que es una barbaridad. Además, este crecimiento hace que se pueda reducir la tarifa eléctrica en el futuro. Antes había la convicción de que cualquier inversión en red iba a incrementar la tarifa del cliente final- y era cierta porque la demanda estaba estancada-, todo lo que ponías debajo pues era más coste a repartir entre la misma demanda, pero ahora con este crecimiento lo que se produciría sería una rebaja de la tarifa.
¿Habría que quitar los límites a la inversión en redes?
Sería bueno. No puede existir un PNIEC que hable de 5.252 millones de inversión y haya un tope de 2.500 millones. Suponemos que se va a elevar o a quitar. De hecho las inversiones que ponemos en nuestro plan estratégico superan el cap.
¿Le han devuelto ya a Enel el préstamo que les concedió en la crisis?
Si, ya está todo devuelto. Ahora, al final de año lo que haremos es refinanciar uno de los créditos que nos dio en el año 2014 de 3.000-4.000 millones.
¿El cierre de Almaraz les obligará a hacer provisiones?
Almaraz se va provisionando teniendo en cuenta el cierre de un grupo en 2027 y otro en 2028. Una vez que se cierran hay tres años para darle las llaves a Enresa. Si luego en vez de tres años son 10, las cosas cambian pero estamos en línea con la previsión.
¿Si hubiera un cambio de política nuclear como la que pide Jordi Sevilla podrían afrontar la inversión necesaria en nucleares?
Invertimos 1.500 millones con cada permiso de explotación de 10 años para mantener las centrales en perfecto estado de revista, con la última tecnología y la mayor seguridad del mundo. Por tanto, no sería necesaria una inversión muy importante. Hay otros Consejos de Seguridad Nuclear que no tienen esta exigencia y el alargamiento de vida implica una inversión muy potente. Nosotros hemos ido haciendo la inversión a lo largo de toda la vida, pero una gran parte del coste de una nuclear son los impuestos. De unos 65 euros por megavatio, hay entre 20 y 25 euros de impuestos, lo que quiere decir que estamos hablando de centrales cuyo coste real es 40- 45 euros, es decir, más competitivo que la renovables.
¿Habría que ajustar los impuestos para alargar la vida?
Estamos viendo precios alrededor de los 60 euros en los próximos años. Si la central te cuesta 65 euros quiere decir que vamos a perder. Es muy importante ajustar la parte impositiva de las centrales nucleares.
¿Hasta cuando hay de plazo para revertir el cierre de Almaraz?
Hasta el primer trimestre de 2025. En los planes tenemos previsto el cierre de todas las centrales como está planificado por el Gobierno, pero pensamos que sería bueno pensar en alargar la vida. Esto será una discusión con el gobierno y veremos si les convencemos o no, pero con este incremento demanda tan tremendo sería necesario.
En Cataluña, por ejemplo, hay un problema muy especial. Casi el 60% de la demanda la cubren las nucleares y si desaparecen ahora mismo no hay capacidad para sustituirlas. Una de las razones por las que no se cayó todo el sistema con la Dana de Valencia fue Cofrentes que permitió equilibrar el sistema.
Vuelve la tensión en los precios, ¿Espera un invierno difícil?
Creo que para nosotros la media para el periodo es 64 euros empezando por 68 euros para el año que viene y acabando por 58 euros para 2025, incluso pensamos que puede llegar a 70 euros en el 2030. Es lo normal teniendo en cuenta un coste de gas atractivo de unos 30 euros megavatio hora y unos derechos de emisión por encima de los 100 euros tonelada que van a ir subiendo por la política de la UE.
¿Debe el Gobierno hacer desaparecer la tarifa regulada de la electricidad PVPC?
Lo que no tiene sentido es una tarifa entre comillas de último recurso aplicada para todo el mundo. Hay que tener una tarifa de último recurso para los clientes vulnerables y un bono social. Somos el único país europeo que tiene ese sistema.
"El crecimiento de la demanda permitirá invertir en redes y bajar la tarifa eléctrica"
Endesa cumplió el lunes 80 años. ¿Cómo valora la trayectoria de la compañía?
Endesa nació en 1944 tras una situación realmente delicada por la Guerra Civil y la Guerra Mundial con la intención de tratar de influir en el progreso de España y cubrir una serie de necesidades a través de la electricidad como señal de progreso y como desarrollo económico y social del país en las zonas donde se creaban las centrales. Si comparo la Endesa de hace 80 años con la actual han cambiado muchas cosas, pero quizá lo que no ha cambiado es que empezamos con ese desarrollo y con esa vocación de servicio. Hemos acabado con el carbón y en las mismas zonas donde estábamos, ahora lanzamos inversiones en renovables para crear ecosistemas donde se pueda desarrollar la economía y socialmente continúe siendo atractivo vivir. Hay un trabajo en generación muy importante, pero también en la distribución. La distribución viene a través de la incorporación de las empresas a las que se denominó el Grupo Endesa pero que son redes que ahora durante esta terrible Dana hemos podido observar que han aguantado bastante bien lo que quiere decir que se ha invertido en ellas y se les han dedicado muchos recursos. Luego también está la parte que no teníamos en aquel momento comercial con 12 millones de clientes de redes y más de 10 millones de clientes comerciales por lo tanto una trayectoria de la que nos encontramos muy satisfechos.
"En Canarias no se incorporaba potencia desde 2013, podemos invertir 1.000 millones"
¿Avanzan en el concurso para la generación en Canarias?
Se lanzó un concurso de nueva capacidad porque no se incorporaba potencia desde 2013 en Canarias. Ha habido una primera resolución de ofertas admitidas y el 90% de nuestras propuestas han sido admitidas. Dentro de cinco o seis meses tendremos la resolución de la adjudicación que está condicionada, así lo dice también el pliego, a la actualización de la retribución de los sistemas de generación de las islas.
¿Qué inversión puede suponer?
En Canarias estamos hablando de 1.000 millones. Los grupos hay que ponerlos entre 2027 y 2028. En el Plan Estratégico no hemos puesto nada, pero sí que tenemos capacidad. Se trata de modernizar instalaciones, sólo unas pocas son instalaciones nuevas, pero permitirá disminuir emisiones y alargar la vida de muchas de las centrales.
¿Se plantean el hidrógeno?
Esta es la década de la electrificación y creo que la próxima década del 30 al 40 debe ser la década del hidrógeno. Hoy día todavía el hidrógeno con nuestros números pues no sale ni rentable para el inversor, ni competitivo para el cliente. Por tanto, es complicado . Hay otras empresas que consideran que se va a llegar. Es todo una evolución tecnológica y económica que veremos si se produce más rápidamente o menos. Nosotros creemos que va a ser más lento y que por tanto será la próxima década, pero qué duda cabe que es una cosa necesaria. La electricidad llega al 55%-60% de los consumos, pero hay un 40% para el que no es el vector más racional y económico y aquí es donde el hidrógeno puede ser competitivo en el futuro.
¿Esperan pagos por capacidad?
Los pagos por capacidad serán necesarios para la transición de los ciclos combinados y para la implantación de las baterías.
¿Se plantean cerrar algun ciclo combinado?
No. Por ahora no hemos planteado ningun cierre.
"Hay mucho fraude en las llamadas. Pagarán justos por pecadores con la nueva norma"
¿Qué le parece la queja de las pequeñas comercializadoras por la prohibición del uso de llamadas telefónicas para conseguir nuevos clientes?
Es lo que llamo morir de éxito. Hay tal grado de fraude en esas llamadas que realmente impresiona. El regulador trata de evitar ese fraude. Puedes hablar con cualquiera, con 20 amigos que le han llamado de 20 sitios y le han dicho que le bajaron la tarifa, pero le han cambiado y se la han subido.
O que le han llamado diciendo que son de Endesa y no son de Endesa. Es lo que tratan de evitar. No es que le quites una herramienta. Seguro que pagarán justos por pecadores, pero realmente es un pequeño escándalo la mala gestión que se hace de una herramienta que debería usarse adecuadamente y no de esa forma. El regulador ha decidido que es la mejor forma de evitarlo. Nosotros también utilizábamos las llamadas.
¿Van a hacer algo para recuperar clientes?
Perdimos clientes en el segundo trimestre de este año pero ya está más estabilizado. Esperamos ir recuperando clientes a lo largo del plan estratégico.
¿Aspiran a recuperar el liderazgo que les arrebató Iberdrola?
Iberdrola ha tenido más clientes que nosotros en el mercado liberalizado porque tiene menos clientes en el regulado y luego en términos de venta de energía hemos estado siempre por delante de ellos porque tenemos más industria.
