AEE solicita que no se adopten nuevos gravámenes que puedan afectar a la inversión en renovables

AEE comparte la posición del sector europeo

AEE se hace eco del posicionamiento de la Asociación Eólica Europea, WindEurope, en relación con el nuevo Reglamento de la UE en materia de contención de precios de la energía. En el posicionamiento del sector eólico europeo se expresa la preocupación sobre posibles ulteriores intervenciones regulatorias que puedan afectar a las inversiones en renovables.

WindEurope afirma en su comunicado, “el Reglamento inicialmente tenía como objetivo un límite en la UE para todas las formas de generación de energía inframarginal. Pero el Reglamento, como se adoptó la semana pasada, no evita que los gobiernos nacionales introduzcan impuestos adicionales y puedan adoptar medidas no coordinadas sobre los diferentes tipos de generación de energía”. En este sentido, también afirma que “algunos gobiernos nacionales ya están planeando nuevos impuestos que se sumarían a las medidas de emergencia de la UE. Y estas medidas adicionales incluyen impuestos sobre los ingresos totales de los productores de electricidad, en lugar de sus ganancias. Esto detendrá las inversiones en energías renovables”.

Las medidas adoptadas en España ya cumplen con el Reglamento

En España, las sucesivas medidas aprobadas por el Gobierno durante los últimos 12 meses cumplen con los contenidos del nuevo Reglamento UE para atajar los precios de la energía. Por un lado, las medidas ya adoptadas en los tres RDL (RDL 17/21, RDL 23/21 y RDL 6/22) implican una minoración de los ingresos de las energías inframarginales que operan directamente a mercado; Y, por otro lado, para aquellas instalaciones que están cubiertas bajo el régimen retributivo regulado (RECORE), mediante el ya citado RDL 6/22, se ha revisado a la baja de forma anticipada la cuantía de los incentivos a recibir, en base a los precios reales del mercado y las estimaciones de futuro.

Además, el tope al precio del gas para generación eléctrica (adoptado por el RDL 10/2022), también ha reducido el precio del mercado eléctrico.  En el 85% de las horas desde que se aprobó la exención ibérica, el precio del mercado ha estado por debajo de los 180 €/MWh de tope propuesto en el Reglamento.  En España, por tanto, los ajustes que propone el reglamento ya se han llevado a efecto.

Cualquier gravamen adicional penalizaría un porcentaje significativo de la inversión en renovables y afectaría al ritmo de encargos a la industria eólica

El sector eólico considera que cualquier impuesto, tributo o gravamen que se añada a la situación existente y que no se enfoque estrictamente a la minoración de los beneficios no tiene cabida dentro del objetivo ni el espíritu del nuevo Reglamento, ni justificación alguna desde el punto de vista macroeconómico, energético, climático o de rigor fiscal.

La imposición de nuevos tributos constituiría una decisión regulatoria sin robustez jurídica, que penalizaría la toma de decisión sobre las inversiones renovables en aquellos grupos empresariales afectados, lo que podría retrasar la puesta en marcha de un porcentaje significativo de la generación renovable durante los próximos años, privando al consumidor de los beneficios en la reducción del precio de la electricidad que dichas renovables motivarían con su entrada, justamente en el contexto temporal en el que más hay que acelerar el despliegue renovable en Europa.

Por principio, cualquier intervención sobre un mercado – en este caso el eléctrico- obliga a una revisión de las estrategias de inversión por parte de los actores hasta conocer los riesgos del nuevo escenario. En el caso concreto de la eólica, tiene implicaciones industriales importantes ya que ralentiza la toma de decisión sobre los encargos a la industria de los nuevos aerogeneradores a instalar en los próximos años, condicionando la carga de trabajo de las fábricas radicadas en Europa. En España contamos con 250 centros industriales, que cubren el 100% de la cadena de valor eólica.

Preocupación por la falta de cohesión en Europa con las medidas de detalle y el efecto de atracción de inversiones de otros mercados

Se identifican riesgos adicionales que preocupan al sector eólico en España y en Europa. La falta de cohesión y coordinación de las medidas de detalle que cada gobierno decida implantar generará, de facto, mercados con importantes diferencias de atracción para los inversores, rompiendo el espíritu del mercado único en Europa.

El riesgo proviene de los distintos precios máximos a toda la generación de energía inframarginal que puedan existir en cada país -que deberían tender a ser el mismo para todos- y del margen que abre Europa para que los gobiernos nacionales añadan nuevos impuestos propios hasta el 31 de diciembre de 2022, que se sumarían a las medidas de emergencia de la UE, y que agravarían aún más el desequilibrio al generar ventajas competitivas para atraer inversiones de unos países miembros respecto a otros, rompiendo la unidad de esfuerzo de la UE y el mercado único europeo.

Si a todo esto le sumamos las estrategias de apoyo acelerado y de reducciones fiscales a las renovables que terceros mercados -como EEUU- están adoptando al respecto, justamente dando certidumbre y unidad de criterio en la coyuntura actual, el interés de las compañías podría bascular en priorizar las inversiones de los próximos años en dichos mercados frente al mercado español o el europeo en general.

Este gap de inversión afectaría a los proyectos que actualmente están en las fases iniciales de tramitación, implicando un retraso en la instalación de parques eólicos en España en el medio plazo 2024-2026, que podría afectar a un 23% sobre la previsión actual, con implicaciones macroeconómicas de 2.500 M€ en retraso de inversiones, y 422 M€ de pérdida de ahorro anual del precio de la electricidad para los ciudadanos.

El reto posterior de la vuelta a la situación de equilibrio previa en la Unión

El sector eólico traslada además su inquietud por la dificultad que supondría volver a una situación de equilibrio con posterioridad a la crisis. Los cambios que van a ocurrir en el mercado por las medidas que se tomen generarán nuevos mercados que pueden consolidarse, pero estarán basados en una falta de cohesión y en la búsqueda de los intereses particulares de cada país. Hay que comenzar ya a trabajar en este proceso para que, en ningún caso, esta vuelta a los orígenes penalice al mercado español frente a otros países europeos.

Condicionantes para la próxima subasta de renovables

El Gobierno español ha anunciado sendas subastas de energías renovables, de 520 MW para el 25 de octubre y de 3,3 GW para el 22 de noviembre. Todo lo citado anteriormente puede tener efecto en el resultado de las subastas. ¿Bajo qué supuestos de ingresos, riesgos y costes las compañías deben diseñar sus ofertas en las mismas? En este punto surgen varias inquietudes:

• El momento financieramente más delicado para cualquier instalación renovable son los primeros años, ya que la mayor parte de los gastos de los proyectos se concentran en este período (también los riesgos relacionados con la puesta en marcha de la planta y la consecución de los objetivos, generación esperada, etc.), y la deuda con los bancos/instituciones financieras está en su punto más alto. Por tanto, cualquier incertidumbre en los primeros años del plan de negocio afecta a la economía de la planta y al cierre financiero, que se tendrá que efectuar en los próximos 2-3 años.

• Los participantes en las subastas podrían necesitar aumentar sus pujas o no encontrarían interesante participar en las mismas si no hay visibilidad sobre el valor y la estabilidad del tope de ingresos a las tecnologías inframarginales.

Como conclusión, es necesario seguir garantizando una cohesión europea en las medidas para proteger a los ciudadanos y las empresas de los altos precios de la energía, pero no sólo en los acuerdos de alto nivel sino también en las medidas de detalle de cada país, evitando, en el caso concreto de España, situaciones que generen más incertidumbre sobre los ingresos de las nuevas instalaciones renovables en los próximos años y que condicionen la decisión de inversión de un porcentaje significativo de las mismas que puedan afectar a la inversión en renovables.