¿Desde cuándo las energías renovables son una opción contraria?

Durante gran parte del último ciclo de mercado, el sector de las energías renovables ha ofrecido atractivos rendimientos a los accionistas. El cambio climático ha pasado a ocupar un lugar destacado en la agenda política, estimulando mayores niveles de demanda y, al mismo tiempo, la innovación tecnológica y la deflación de costes han hecho que tanto la energía solar como la eólica sean mucho más competitivas frente a los combustibles fósiles tradicionales. Sin embargo, el agresivo ciclo inflacionista de 2022 y 2023 ha provocado un aumento de los costes de financiación de los proyectos y de las materias primas. La incertidumbre que esto ha añadido a la rentabilidad de futuros proyectos ha hecho que muchos valores del sector bajen hasta valoraciones que parecen atractivas, sobre todo porque estas presiones inflacionistas han disminuido en los últimos meses.

El último ciclo

El sector de las energías renovables experimentó una importante deflación de costes en la década de 2010, lo que hizo que su competitividad pasara de ser algo considerado un lujo caro a algo que podía competir realmente con los combustibles fósiles tradicionales. Esta deflación se debió, entre otros factores, a los avances tecnológicos (por ejemplo, la eficiencia de los módulos solares), las turbinas de mayor tamaño con palas más grandes, el aumento de las economías de escala en la fabricación y la integración vertical en la cadena de suministro.

En 2010, el coste de la energía eólica terrestre era un 95% superior al coste más bajo de los combustibles fósiles. Para 2022, los nuevos proyectos de energía eólica terrestre eran un 52 % más bajos que la opción más barata alimentada con combustibles fósiles, lo que marca un cambio dramático en el panorama competitivo.¹

Rendimiento para los accionistas

A ello siguió una fuerte rentabilidad para los accionistas: la media de las empresas europeas de energías renovables obtuvo un rendimiento del 138% en los cinco años transcurridos hasta finales de 2020. Sin embargo, desde que empezaron a subir los tipos, su suerte se ha invertido, con una rentabilidad media del -17,2%, muy por debajo del 21% del mercado europeo en su conjunto.

Los proyectos de energías renovables son especialmente sensibles a los tipos de interés, ya que la mayoría de los parques eólicos y solares dependen de la financiación de proyectos, lo que obliga a los promotores a pedir prestado mucho capital por adelantado para instalar la infraestructura antes de recibir los ingresos a lo largo de la vida del parque.

Esto puede ilustrarse con la matriz de la Figura 3, que muestra el coste nivelado de la electricidad (LCOE) de un proyecto eólico y solar teórico. El LCOE es una medida del coste neto actual medio de la generación de electricidad para un generador a lo largo de su vida útil (incluidos los costes de construcción, funcionamiento y financiación). Es la medida estándar del sector para comparar el coste de diversos activos/métodos de producción de energía y resulta útil para comparar el coste de las energías renovables con el de los combustibles fósiles o el tipo de mercado.

La matriz muestra el coste de producir cada megavatio de energía en euros y cómo cambia este coste en función del nivel de los tipos de interés. Al tipo básico actual del 4,5% del Banco Central Europeo, el coste de cada megavatio hora del proyecto eólico es de unos 98-99 euros, frente al precio a plazo de la carga base alemana (el precio al que la empresa puede vender la energía), que es de 93 euros. Esto significa que el proyecto perdería 5 euros por cada megavatio hora vendido. Sin embargo, si los tipos básicos vuelven a caer por debajo del 4%, como se prevé que ocurra a finales de 2024, el proyecto vuelve a ser rentable. Pero dada la incertidumbre en torno al rumbo de las tarifas, es comprensible que los promotores se retraigan de ciertos proyectos, lo que podría ralentizar la transición a las energías renovables.

Lo que también queda claro en la matriz es la ventaja de costes de un parque solar típico frente al de la energía eólica marina. Sin embargo, el pico de generación solar se produce en las horas centrales del día y depende en gran medida de las condiciones meteorológicas, por lo que la demanda de almacenamiento en baterías es demasiado grande para que la energía solar sea el único o principal proveedor de la red. Por el contrario, la generación eólica suele ser más constante a lo largo del día y del año, por lo que esperamos que siga siendo vital para equilibrar la red a pesar de su mayor coste.

Materias primas

Lo mismo ocurre con otros costes, como las materias primas (por ejemplo, el acero de las turbinas, que representa una gran parte de su masa total). Tras un periodo de fuerte inflación en 2021 y 2022, estamos asistiendo ahora a una cierta normalización de los costes que alivia la presión sobre los márgenes de los nuevos proyectos.

¿Riesgos para el rebote deflacionista?

Desgraciadamente, el sector nunca está demasiado alejado de la política, lo que nos resulta difícil de calibrar como seleccionadores de valores. Una victoria electoral del ex presidente Donald Trump podría significar la derogación de la Ley de Reducción de la Inflación (o al menos del gasto verde que forma parte del programa), lo que causaría un golpe significativo a los beneficios. Una derogación de tal envergadura requeriría probablemente el apoyo del Congreso estadounidense, lo que hace improbable que se produzca, pero no deja de ser un riesgo. En términos más generales, los gobiernos también se han mostrado reacios a ajustar los parámetros de las subastas (el precio que pagarán por la energía) para responder a las nuevas condiciones del mercado en un intento de dar prioridad a mantener bajos los costes para los electores/consumidores.

Sin embargo, sigue habiendo un amplio consenso entre las partes interesadas en que tenemos que hacer que la energía eólica y la solar funcionen, y eso debe implicar un sector privado que funcione y sea rentable. Creemos que los inversores deberían tomar nota del objetivo de la cumbre del clima COP 28 (diciembre de 2023, Dubai) de triplicar la capacidad renovable para 2030, una cifra de la que apenas se informó, lo que indica un apoyo gubernamental a largo plazo para nuevos proyectos de energías renovables. Otro dato interesante procede del Reino Unido, donde el Gobierno ha aumentado recientemente en más de un 65% el precio de adjudicación administrativo (precio máximo) para las próximas subastas. La voluntad de que otros gobiernos sigan el ejemplo será clave para el sector.

En conclusión, el mercado de las energías renovables se ha enfrentado a un periodo difícil marcado por las presiones inflacionistas y el aumento de los costes de financiación de los proyectos. Aunque el panorama político en EE.UU. conlleva riesgos inherentes, los inversores harían bien en seguir de cerca el sector en 2024. Con la posibilidad de que bajen los tipos de interés, se presenta una oportunidad potencial para invertir en un sector que podría ofrecer crecimiento a largo plazo a unas valoraciones actuales muy alejadas de los picos excesivos de 2020.