El director de Operaciones de Enerparc señala un aumento potencial del 10-20% en los precios de los módulos fotovoltaicos europeos

pv magazine: Enerparc es un contratista de ingeniería, adquisiciones y construcción y un productor independiente de energía. Políticos y fabricantes potenciales están intensificando sus esfuerzos para restablecer la producción fotovoltaica europea, abarcando todo el proceso de fabricación, desde el silicio hasta las obleas, los lingotes, las células y los módulos. ¿Interesa esto a los posibles compradores de módulos?

Stefan Müller, director de Operaciones de Enerparc.

Stefan Müller: Por supuesto que sí. El tema también nos interesa. Esto también es conocido en el sector residencial. Hay muchos argumentos y también campañas de marketing para comprar productos locales. Allí funciona muy bien, porque esta compra es también una decisión emocional. Ahora vemos cada vez más que se firman los clásicos PPA corporativos con grandes empresas, para las que la energía es sólo una parte del todo. Para ellos es más importante tener una buena historia. Y una buena historia significa que no sólo reducen su huella de CO2, sino también cuando los productos proceden de Europa y Alemania.

¿Ha cambiado algo en los últimos años?

Sí, pero las cosas son un poco diferentes para los proveedores de energía. Quizá paguen un céntimo más por módulo, y eso acabe encareciendo el kilovatio-hora de electricidad 0,3 céntimos de euro. Pero ese no es el único punto de referencia. Creo que existe la voluntad de pagar precios más altos. Sobre todo para los compradores corporativos con una marca fuerte, cuyos productos sólo parcialmente tienen algo que ver con la energía.

Primero hay que mirar el mercado. Por un lado están los contratos de compra de energía, por otro las licitaciones. En este último caso se trata, obviamente, del precio más barato. ¿Siguen siendo importantes las licitaciones?

Por supuesto que seguimos haciéndolo. Son una buena base para conseguir una buena financiación básica para sistemas de tamaño medio. Seguimos activos en el mercado, donde comercializamos nuestra electricidad directamente en bolsa. Pero ahora somos igual de fuertes con verdaderos actores corporativos que no sólo quieren acuerdos de compra de energía, sino que también quieren hacer los desarrollos junto con nosotros. Un buen ejemplo es nuestra colaboración con Ikea en Australia. Varias empresas quieren hacer todo en uno: el desarrollo, la asistencia durante la construcción, la selección de productos y la garantía de calidad, y luego dejarnos la explotación a nosotros.

¿Las empresas se quedan con las plantas?

Eso es diferente. Por ejemplo, Ikea tiene fábricas. Pero tratamos las instalaciones como si fueran nuestras y las cuidamos como tales. Por otro lado, también tenemos los clásicos consumidores de energía o empresas que cotizan en bolsa. Son empresas que están, por así decirlo, atrapadas en su modelo de licitación. Se trata, por ejemplo, de grandes grupos automovilísticos que siempre tienen que hacer la licitación clásica si quieren poseer activos. Esto es difícil de aplicar en este mundo dinámico de las energías renovables. Si entonces desarrollamos proyectos juntos, somos propietarios del sistema, pero hacemos un acuerdo de compra de energía por adelantado. A veces con un cable sobre la valla, a veces como un PPA virtual en el que vendes las cantidades producidas.

¿Por qué se complica tanto la cosa cuando las empresas anuncian proyectos?

Es por sus procesos. Hay especificaciones muy claras, como RFI, RFQ, es decir, consultas de información y oferta, y al final hay que negociar. Si dice «periodo vinculante durante nueve meses», entonces eso ya no es factible para nosotros en la industria. El riesgo no puede representarse así.

¿Porque los precios de la energía solar cambian rápidamente?

Sí. Y, por supuesto, como empresa pública, una empresa automovilística está obligada a aceptar siempre el precio más barato. Sabemos que lo barato no siempre es lo mejor. Y el desarrollo de los proyectos suele llevar más tiempo, y una garantía de precio durante nueve o doce meses es un riesgo que cuesta dinero adicional.

Eso significa que hay compradores que se fijan mucho en los costes. Entonces, ¿es difícil utilizar módulos europeos cuando son entre un 5% y un 20% más caros?

Exactamente. Pero si, por ejemplo, nos dedicamos al comercio de energía con las grandes empresas, es decir, si planificamos una planta, la mantenemos y firmamos un contrato PPA, la dinámica es distinta. Los comerciantes o compradores corporativos de energía saben que el mercado es muy dinámico. Entonces también están abiertos a firmar un CCE corto o un CCE a 10 o 15 años. Las negociaciones son interesantes.

Pero probablemente también les falta el componente emocional para pagar más por la electricidad procedente de módulos europeos.

Por otro lado, estas empresas tienen otro componente. La ubicación, por ejemplo, desempeña un papel importante para ellos. Hace poco construimos una instalación solar con Volkswagen en la ciudad alemana de Zwickau, en su planta, y ahora estamos construyendo una segunda. Su principio es muy claro: por favor, cerca de la fábrica, porque quieren que los campos solares sean visibles para todos los que recojan allí su e-vehículo. Así que también hay un componente emocional.

¿Gastarían más estos actores en módulos europeos?

Lo diré de esta manera: Las conversaciones están ahí y el interés también.

¿Significa eso que hay interés?

Por supuesto que sí. Y eso va más allá de este céntimo por vatio, que es lo que se negocia ahora en nuestra industria.

¿Cuál es el precio extra que se puede imaginar?

Mi impresión me dice que puede ser hasta un 10% o un 20% más.

Bien por los fabricantes europeos. Pero no se construye una industria si se fija desde el principio un objetivo del 10% al 20% de costes adicionales.

Así es. Ese ni siquiera debería ser el objetivo. Creo que el objetivo debe ser que obtengamos una calidad muy alta con una baja huella de CO2, con un alto valor añadido, una «garantía de disponibilidad permanente» y con una larga garantía de producto en general. Alemania es sin duda pionera en este sentido. Y ahí es donde los clientes ya están mirando, y no sólo en el sector residencial.

¿Qué otras tendencias observa actualmente en el mercado?

Acabamos de conectar nuestra gran central fotovoltaica con almacenamiento. Está ocurriendo algo increíble. Ahora también se ofrecen sistemas de almacenamiento independientes que no están previstos en combinación con la eólica y la solar. ¿Por qué no? El permiso de construcción es más fácil y la conexión a la red es más sencilla. Creo que se está desarrollando un mercado interesante. La gran pregunta es quién es el impulsor, ¿los inversores o los operadores de red?

Antes era un problema de regulación, porque el operador de red no podía dar servicio a todos los modelos de negocio.

Podía darlo por escrito, o incluso podía liberar puntos de red si actuaba con transparencia. No siempre lo hace.

El almacenamiento autónomo ya existía en conexión con la reserva de control primario.

Y siempre estaba bajo una presión increíble. Había una enorme canibalización. Pero cuando veo las jóvenes startups que están activas en todos los modelos de negocio, puede ser emocionante. También me parece muy emocionante el tema de flexibilizar a los consumidores de energía. Hay un número increíble de nuevas empresas en marcha. Ya se trate de vehículos conectados a la red o de la agrupación de acuerdos de compra de energía. Esto último es importante porque las empresas más pequeñas también quieren descarbonizarse y necesitan electricidad barata que no pueden contratar por su cuenta.

La industria necesita electricidad barata. Antes era posible generar energía solar por 4 céntimos de euro el kilovatio-hora. Con los altos tipos de interés, estos tiempos se han acabado por ahora, ¿no?

No quiero decir que se haya acabado del todo. Pero nos damos cuenta de que realmente vivimos en una época muy buena con tipos de interés tan bajos que ya ni te lo imaginas. Los altos tipos de interés realmente aumentan los costes. El coste del capital es crucial.

¿Cuáles son actualmente los costes de producción de electricidad?

También depende del tamaño. Las últimas licitaciones de la Ley de Energías Renovables rondaron los 7 céntimos de euros de media. Eso refleja la situación.

¿Cuándo pueden volver a bajar los costes?

Cuando bajen los tipos de interés o cuando haya otros modelos de negocio. Creo que si haces modelos a 30 o 35 años, como hacen también los compradores corporativos clásicos, entonces los valores pueden volver a cambiar.

Eso a su vez depende del riesgo que quieras asumir y de si puedes construir tu financiación sobre eso.

Exactamente. No consigues financiación a 30 años con intereses garantizados. A lo sumo 10, tal vez 15 años. Esa es realmente la dificultad. Pero creo que ahí también se desarrollarán otros modelos de negocio. También estamos hablando con actores muy grandes que básicamente lo hacen todo con su propio capital. También tienen un enfoque diferente. Hace algún tiempo también vendimos nuestro negocio en América con la familia Lego. Por el momento han amortizado completamente todos los préstamos. Lo hacen todo con capital propio.

¿Les sobra dinero y no saben qué hacer con él?

Exacto. El dinero está en el mercado. También quieren generar un rendimiento, eso está claro. Pero pueden modelarlo de forma un poco diferente.

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