El pasado 15 de agosto concluyo la ronda de presentación de resultados del primer semestre de las principales empresas eléctricas y gasistas de Europa. En general, la mayoría de las empresas reiteró sus objetivos de beneficio operativo y neto para el año, lo que se tradujo en una serie de eventos sin grandes sobresaltos para los inversores. Hubo efectos estacionales pasajeros en los resultados, la mayoría relacionados con las condiciones meteorológicas: una distribución poco homogénea del recurso hidráulico en Europa y un nivel generalizado de menor generación eólica respecto al año pasado.
Si eliminamos todos estos efectos temporales, esta ronda de resultados reflejó líneas estratégicas no tan explicitas que determinaran el futuro a corto y medio plazo del sector. Estas corrientes reflejan también un conflicto entre los riesgos a los que está sometido el capital a invertir en el sector y el actual proceso de descarbonización que está teniendo lugar en Europa.
Continua la asignación de capital en favor de redes
La primera tendencia está relacionada con la asignación de capital entre las actividades que conforman la cadena de valor del negocio eléctrico. Este semestre vuelve a confirmar un esfuerzo inversor en favor de las redes eléctricas y en detrimento de inversiones en el negocio de generación con energías renovables. Las razones de esta decisión empresarial están relacionadas con criterios de inversión más estrictos y con una creciente aversión al riesgo que lleva al sector a invertir en actividades con ingresos protegidos por una regulación, como es el caso de las redes.
Según datos publicados por veinte empresas europeas, las eléctricas y gasistas especializadas en redes reportaron nuevamente un incremento de inversiones brutas en el primer semestre. Las tres compañías de transmisión eléctrica (la belga Elia, la italiana Terna y la española Redeia) vieron de media un 48% de incremento en inversiones respecto al primer semestre del año pasado. Otras dos empresas especializadas, las alemanas E.ON y RWE, publicaron un incremento en inversión en redes del 11% e únicamente un 5% de incremento en inversiones en solar y eólica terrestre (sin incrementos en inversión de eólica marina), respectivamente.
Entre las empresas integradas, más eficientes en la asignación de capital, la italiana Enel reportó un incremento de inversiones en redes del 8% respecto al año pasado y un 56% de caída en inversiones eólicas y solares. La española Iberdrola publicó un incremento en inversiones en redes del 14% y una caída de inversión en renovables del 1%.
Evidencias de una mayor demanda de generación flexible
La segunda corriente apunta a una creciente demanda de electricidad proveniente de generación flexible. Esta está principalmente representada por tecnologías con capacidad rápida de respuesta a la intermitencia en la producción eléctrica renovable, como el ciclo combinado y la hidráulica de bombeo. La mayor producción de ciclos combinados en el primer semestre no sólo se ha justificado por una menor producción hidráulica en Europa central y del norte (la eléctrica finlandesa Fortum apuntó a una pérdida de 2.2TWh de producción hidráulica y nuclear en el primer semestre), sino por una mayor demanda de generación flexible para regular sistemas eléctricos más volátiles en cuanto a ‘mix’ de generación.
El apagón ibérico ha sido quizás el mejor ejemplo de esta volatilidad, que se ha traducido en un incremento del transporte de gas para la producción eléctrica en un 41% respecto al año pasado en España, según datos de Enagás. La francesa Engie vio un incremento de cuatro puntos porcentuales en el factor de carga medio de su cartera de ciclos combinados en Europa en el primer trimestre.
El norte de Europa sigue afectado por una tendencia a la baja en precios de cobertura
La tercera tendencia es menos beneficiosa para una parte del sector. La caída de precios mayoristas de la electricidad en 2023 ha tenido un efecto retardado de traslación de menores precios eléctricos al consumidor final, sobre todo en el norte de Europa donde la contratación es a más largo plazo, comparado con la del sur de Europa. Esto, unido a un nivel de precios del gas todavía por encima del nivel de antes de la crisis energética del 2021, se está materializando en márgenes operativos decrecientes para el negocio de generación.
El impacto de menores precios eléctricos materializados ha sido más significativo en los ciclos combinados, donde el margen térmico (‘spark spread’) ha caído a la vez que el factor de carga aumentaba por mayor demanda de generación flexible. Por ejemplo, la francesa Engie reportó una caída del margen térmico capturado del 46% en el primer semestre. Al contrario que las otras dos líneas estratégicas comentadas, esta normalización de precios materializados es más coyuntural que estructural, con una fecha de caducidad más próxima.
Estas tendencias no deben sugerir un posible descarrilamiento del proceso de descarbonización de Europa. La creciente inversión en redes contribuye a un largo proceso de allanar nuevamente el camino para el desarrollo de nueva capacidad de generación renovable, evitando congestión de las redes en Europa, y posibilitando la cobertura de futura nueva demanda eléctrica. Todo esto será posible si se garantiza una rentabilidad suficientemente alta que permita cubrir el coste de capital invertido.
José Javier Ruiz es analista financiero.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios