En un trimestre todavía muy marcado por las incertidumbres en torno al bloqueo del estrecho de Ormuz, los inversores han seguido apoyando el sector, a pesar de los riesgos a los que está sometido el capital, a través de la suscripción de nuevas ampliaciones de capital y colocaciones de paquetes de acciones de empresas del sector en mercado.
Tras largas semanas repletas de presentaciones de resultados, este diario analiza las grandes tendencias en el sector en base a los temas que los analistas han discutido con los diferentes equipos directivos.
La crisis del estrecho de Ormuz no es negativa para las eléctricas (ni para las petroleras)
A día de hoy el precio del futuro TTF del gas sigue alto, en los 47,6 euros por megavatio hora, el precio del contrato de futuros eléctrico a un año en Alemania ha caído levemente por debajo de la cota de los 100 euros, y el precio del futuro ibérico se sitúa otra vez por encima de los 60 euros por megavatio hora.
En este entorno de precios todavía altos, las eléctricas se han mostrado cautas respecto al impacto en beneficios, condicionando éste a un escenario donde los precios mayoristas se mantengan altos durante un período de tiempo largo. Ante la incertidumbre sobre la duración del bloqueo del estrecho de Ormuz, la mayoría ha optado por no incrementar expectativas para el año en curso, salvo algunas excepciones como, por ejemplo, la española Iberdrola.
Se vuelve a retomar el tema de la independencia energética a través de las renovables
Si en el anterior trimestre se confirmó el menor compromiso de las petroleras europeas con la transición energética, este trimestre el sector eléctrico ha vuelto a retomar el tema de las inversiones en renovables como mejor opción para blindar a Europa frente a una nueva crisis energética.
Las grandes eléctricas europeas hablaron de inversiones cuantiosas en baterías, un nicho de mercado reservado para pequeñas desarrolladoras. Incluso el gigante gasista Engie habló de proyectos en Europa en torno al gigavatio en proyectos híbridos para los próximos años, mientras que RWE confirmó que tiene en construcción 2,5 gigavatios en baterías distribuidos en Europa y en Estados Unidos.
Esta renovada explosión en inversiones en proyectos híbridos está sostenida por una política de diversificación en los ingresos de las plantas fotovoltaicas, que buscan incrementar sus ingresos a través de los mercados de servicios complementarios, añadiendo su granito de arena a la descongestión de los sistemas eléctricos, y asumiendo riesgos de capital en un entorno de precios del mercado eléctrico secundario y terciario a largo plazo potencialmente más bajos, conforme disminuye la congestión de las redes.
La rentabilidad de los proyectos híbridos a largo plazo está también soportada por los menores costes de las baterías y una estabilización de los costes de inversión en fotovoltaico. Según datos del desarrollador español Grenergy, el coste por megavatio hora de una batería aislada han caído un 20% desde 2024 hasta los 0,12 euros por megavatio hora, un 25% para la batería en un sistema híbrido, mientras que la inversión por megavatio fotovoltaico se mantiene estable en 0,47 millones de euros desde 2023.
La inversión en renovables no es suficiente para alcanzar la independencia energética
En el último mes se han mencionado nuevas tendencias que suponen obstáculos importantes para ese renovado espíritu de recuperar la senda perdida en la transición energética europea. El tema de la pobreza energética en los hogares británicos y el coste de la transición fueroncuestiones que se debatieron con la eléctrica británica SSE, por ejemplo, en el contexto de un posible cambio de liderazgo en el partido laborista.
El tema de los crecientes costes de financiación de nuevos proyectos se comentó en la mayoría de las presentaciones, en medio de la gran volatilidad de los mercados de deuda internacionales. Una activa gestión del capital por parte de las empresas está minimizando este impacto. La última ampliación de capital la ha protagonizado la eléctrica helénica PPC por un importe de 4.500 millones de euros hace dos semanas. Tras una fuerte revalorización del sector en los últimos dos años, las eléctricas se aprovechan de las hinchadas capitalizaciones bursátiles para atraer a los inversores, a pesar de los altos costes del capital propio.
Por último, la demanda de generación flexible sigue siendo fuerte. Sin embargo, con tiempos de espera medidos en años para pedidos de nuevas turbinas de gas, Europa tiene que buscar alternativas para gestionar la congestión de las redes. La batería se presenta como única opción a corto plazo. Europa tendrá que esperar a que se reduzcan los pedidos de turbinas de gas en Estados Unidos y en el sudeste asiático, ya que fabricantes como GE Vernova o Siemens Energy siguen sin dar abasto con la entrada de pedidos de estos dos mercados.
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