En busca de la subasta renovable perfecta | Compañías

Obligar a los promotores a competir por precio, las subastas se han popularizado en todo el mundo como el modo más eficiente de atraer inversiones en sol y viento. El número de países que han adoptado este sistema ha pasado de apenas 6 en 2005 a al menos 67 en la primera mitad de 2016, según Irena, la agencia internacional de las energías renovables.

España no ha sido ajena a esta tendencia: en el último año y medio ha celebrado tres, en las que ha adjudicado un total de 8.700 MW. Pero las empresas han criticado los parámetros utilizados para elegir a los ganadores y la falta de garantías a la rentabilidad de los proyectos.

Las críticas invitan a fijarse en los modelos adoptados por otros países, principalmente el de Alemania y, en América Latina, los de Argentina, México y Chile. La comparación con cualquiera de estos deja al español como una rareza en el contexto internacional: en lugar de premiar al que ofrece producir más al menor precio, como hacen la mayoría de Estados, aquí se incentiva al que promete construir el parque más barato, sin importar la cantidad de energía que vaya a generar después.

En Alemania, país de referencia, se sabe con antelación cuándo y cuánto se licitará, lo que favorece la preparación de los proyectos

“Es un contrasentido, porque lo que queremos es generar la mayor cantidad posible de energía limpia, no llenarnos de plantas”, dice Heikki Willstedt, director de políticas energéticas y cambio climático de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), destaca el caso de Chile, donde, al revés que en España, las ayudas se conceden en función de la energía producida y no de la potencia instalada. “Es mejor hacerlo al modo chileno, porque el producto que la empresa se compromete a vender en una subasta y por el cual recibirá la retribución es la energía. De esta forma, además, es más sencillo valorar el estado de cumplimiento de los objetivos de generación renovable”, explica.

Por el contrario, “si el incentivo se basa en la potencia instalada, como pasa en nuestro país, esa planta cobrará una cantidad concreta por cada megavatio que consiga en la subasta y termine construyendo, independientemente de que después esa instalación genere más o menos energía”, precisa.

Otro aspecto interesante en los casos de Chile y Alemania es que sus sistemas se basan en el principio del pay-as-bid (pagar según la oferta), por el cual los ganadores del concurso reciben el incentivo que han ofertado. Si, por ejemplo, la subvención que un postor ha pedido por MWh producido es de 50 euros y entra dentro del cupo de potencia licitada, recibirá esos 50. Si lo que ha pedido es 52, recibirá 52, y así todos y cada uno de los adjudicatarios.

En España, en cambio, la última oferta en casar con los requisitos de las bases marca el precio que cobrarán todos los ganadores, incluso si esta es cero, como ha pasado en las subastas realizadas. Cuando esto ocurre, el Estado se libra de pagar el subsidio, pero entre los adjudicatarios pueden entrar especuladores, lo que no garantiza que las plantas se vayan a instalar.

A esta anomalía se suma el que los postores deben elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo y no emplazamientos reales, y que la rentabilidad que la ley garantiza a los proyectos es revisable cada seis años, plazo que se cumplirá a finales de 2019. “Debido a que estos proyectos requieren grandes volúmenes de inversión, que tardan en recuperarse, es necesario que exista seguridad en la retribución”, comentan fuentes de Cox Energy, que hace un año ganó un contrato en Chile a 20 años por 264 GWh anuales.

Mientras el Gobierno español se decide a perfeccionar (o no) su modelo de subasta, las empresas españolas siguen buscando oportunidades en el exterior. Estas no van a faltar. En la UE entró en vigor a comienzos de año una normativa que exige a sus socios asignar los incentivos al sector por medio de concursos, abandonando el sistema de primas.

En busca de la subasta renovable perfecta

Antes de lanzar las licitaciones, los Estados deben presentar a la ComisiónEuropea la norma que regulará sus convocatorias, a fin de que la Dirección General de Competencia verifique que no generarán distorsiones en el mercado. De momento, Bruselas ha aprobado ya los sistemas de Alemania, Francia y Dinamarca, y es previsible que España reciba una llamada de atención por haber celebrado tres subastas sin contar antes con el visto bueno de la Comisión.

Willstedt, de la asociación eólica, señala que, comparados con el español, los tres sistemas aprobados son más simples, menos inestables en cuanto a la rentabilidad garantizada y permiten la organización de subastas diferenciadas por tecnologías, es decir, que se convocan para un solo tipo de energía (solar, eólica, biomasa…), de manera que compitan de igual a igual.

El esquema nacional, en cambio, defiende la neutralidad tecnológica, es decir, que en una misma subasta pueden pujar empresas especializadas en diferentes fuentes. “Los modelos diferenciados son más convenientes en términos de planificación, ya que te permiten analizar de qué recurso dispones y cuánta potencia necesitas realmente”, sostiene Willstedt. “Ahora se subastan 3.000 MW de lo que sea para instalar donde sea, sin saber si la red está en condiciones de absorber y transportar esa cantidad o si toda ella es necesaria”, subraya.

Alternativa de libre mercado

Qué son. En países como EE UU, un sistema alternativo a las subastas son los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés), que se firman entre un generador y un cliente final. En ellos, las dos partes acuerdan un precio. Así, “las empresas pueden comprar energía a un precio atractivo y estable, lo que les permite planificar sus costes energéticos a medio y largo plazo, y los productores tienen sus ingresos garantizados”, explica José Donoso, de Unef.

Primer caso. En España, EDP Renovables y Calidad Pascual firmaron en julio pasado el primer acuerdo de estas características. El contrato garantiza al grupo de alimentación el suministro de energía limpia a un precio fijo durante cinco años. “El sistema ideal es aquel que proporciona visibilidad y certidumbre a largo plazo”, afirma João Manso Neto, consejero delegado de EDP Renovables, que hace poco se adjudicó también (bajo otra modalidad) 950 MW de eólica marina en Reino Unido.

En Alemania, además, el plan contempla tres subastas de eólica terrestre este año (de las que ya se han celebrado dos), cuatro en 2018 y tres a partir de 2019. En total, se licitarán 2.800 MW al año hasta 2019 y 2.900 a partir de 2020. Este nivel de detalle permite a los inversores preparar con anticipación sus proyectos.

En América Latina, México celebrará en noviembre su tercera subasta desde que adoptó esta modalidad el año pasado, y Brasil ha convocado otra para diciembre. Argentina, por su parte, acaba de lanzar la Ronda 2.0 del programa RenovAr, que sacará a concurso 1.200 MW.

RenovAr es un plan con el que Argentina pretende elevar de manera gradual la participación de las fuentes limpias en su matriz energética, del actual 2% al 20% en 2025. El programa busca también promover la industria nacional. Por eso, favorece con incentivos fiscales y préstamos blandos a los promotores que compren parte de los componentes de los parques a proveedores locales.

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Esteyco, la ingeniería que quiere revolucionar la eólica marina con sus torres flotantes | Compañías

El material predominante en la construcción de los modernos molinos de viento es el acero. El metal es ligero y resistente, pero debido a las restricciones en el transporte por carretera, solo puede usarse para fabricar torres de hasta 80 o 90 metros de altura. Pasar de ese límite implicaría aumentar el diámetro de la base por encima de los 4,5 metros, lo que está prohibido en muchos países ya que obligaría a elevar la altura de los camiones.

Los promotores de parques eólicos, sin embargo, demandan torres cada vez más altas, de 100 o 120 metros, porque así los rotores de las turbinas pueden ser más grandes y generar más energía. ¿Cómo ganar altura a un precio competitivo? En Esteyco se fijaron en que la mayoría de elementos monolíticos (las chimeneas de las fábricas y las pilas de los puentes, por ejemplo) estaban hechos de hormigón. Y se preguntaron por qué las torres eólicas no.

En 2006, la empresa diseñó y patentó un sistema para el montaje de torres de hormigón a partir de tejas prefabricadas. En lugar de transportar los tubos ya armados, el camión los lleva partidos en pequeñas tejas –o dovelas, en la jerga del sector–. Al llegar al parque se juntan para crear secciones tubulares que, a su vez, darán forma a la torre.

La idea gustó a Acciona Windpower, que introdujo la solución en el mercado. En los últimos 10 años, alrededor de 1.000 torres eólicas han sido instaladas en España, Polonia, Brasil, México y Sudáfrica con el método desarrollado por Esteyco. Algunas de ellas alcanzan los 190 metros y han sido construidas para fabricantes de aerogeneradores como Acciona, Alstom, Siemens Gamesa y la brasileña Weg.

Alrededor de 1.000 turbinas han sido instaladas en España y otros cuatro países con el método ideado por Esteyco

Los ingenieros de Esteyco aceptan que la estructura de hormigón pesa entre tres y cuatro veces más que la de metal, pero defienden que es un material más barato, menos susceptible a fluctuaciones temporales de precio y puede unirse de manera mucho más sencilla que el acero. “Al final es un tema de costes”, dice Carlos García Acón, director general de Esteyco. “Es en lo que tienes que ser competitivo”, remarca.

A raíz del éxito de este proyecto, el sector de la energía eólica representa hoy la mitad de los ingresos de esta consultora fundada en 1970 por el ingeniero de caminos Javier Rui-Wamba, Premio Nacional de Ingeniería 2016 y miembro de la Real Academia de Ingeniería y de la Real Academia de Bellas Artes.

Rui-Wamba, de 74 años, constituyó Esteyco en Madrid como una firma especializada en cálculo de estructuras y edificación, pero con el paso de los años la empresa ha ido ampliando sus servicios hasta abarcar casi todos los campos de la ingeniería: puentes, carreteras, redes ferroviarias, geología y geotécnica, medio ambiente, etcétera.

Impulso olímpico

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Carlos García Acón, director general de Esteyco, en la sede de la compañía en Madrid. Cinco Días

El cambio sustancial se produjo durante las Olimpiadas de Barcelona. La empresa abrió su oficina barcelonesa en 1989 y participó en todas las obras ejecutadas en la ciudad para acoger los Juegos de 1992: la Ronda Litoral, el nudo vial de Las Glorias, el acceso por la avenida Meridiana, las galerías de servicios y comunicaciones… “Le dieron a esta casa el prestigio de que goza ahora”, comenta García Acón.

Después de las Olimpiadas vinieron años complicados para la economía, pero a este periodo le siguió un nuevo ciclo de crecimiento entre 1996 y 2000 caracterizado por la fuerte inversión en carreteras y líneas ferroviarias de alta velocidad.

“En 2008, el 80% de nuestra facturación provenía de contratos con la Administración pública y el 20%, con el sector privado. Hoy es al revés y casi todo se genera fuera de España”, destaca García Acón, quien atribuye este cambio “brutal” a la diversificación de servicios. “Si Esteyco ha sobrevivido a la crisis ha sido porque tenía varios clientes con distintos productos. Si uno fallaba, otro lo compensaba”, explica.

Además de oficinas en Madrid, Barcelona y Bilbao, la consultora tiene filiales en Colombia (2010), México (2011) Chile (2012) y Brasil (2015), a las que en septiembre se sumará Argentina. En conjunto, las cuatro filiales ya constituidas aportan un tercio de la facturación de la compañía. Pero si se suman todos los proyectos que la ingeniería desarrolla en el exterior –en países como Francia, Noruega, Jordania y Senegal–, el peso de la cartera internacional roza el 90%.

Cimentaciones

Cimentaciones
El uso de jabalcones prefabricados reduce la cantidad de hormigón que se necesita para cimentar las torres. Esteyco

El primer contacto de Esteyco con el sector de la energía eólica, hoy clave para su cifra de negocio, fue hace 20 años. “Es un mundo muy industrial y tenía problemas con las cimentaciones”, recuerda García Acón. Aerogeneradores más altos y potentes obligaban a aumentar las dimensiones de los cimientos para que sean capaces de repartir la carga en el suelo y garantizar la estabilidad de las torres.

La empresa desarrolló varias soluciones. La más reciente y novedosa, lanzada en 2014, se vale de jabalcones para reducir el consumo de cemento y el tiempo de construcción, ya que estos están hechos de hormigón prefabricado. Solamente las losas y el anillo central tienen que ser hormigonados en el sitio.

El sistema reduce el gasto en materiales entre un 25% y 40% y permite aumentar la altura del buje (la pieza que conecta las tres palas del molino con el eje de la turbina) en cinco metros de media sin coste adicional, lo que se traduce en mayor producción de energía.

La empresa ha realizado 30 cimentaciones de este tipo en Italia, India y México y tiene previsto instalar más de 200 en los próximos meses para distintos promotores y fabricantes. El proyecto costó 385.000 euros que la empresa financió con fondos del Mecanismo Financiero del Espacio Económico Europeo (EEA Grants).

De las cimentaciones, Esteyco pasó a las torres de hormigón y de ahí a sistemas que suprimen las grúas del montaje de los aerogeneradores. Utilizando una estructura híbrida de hormigón y acero, la compañía diseñó una torre telescópica que puede armarse a baja altura, a unos 40 metros del suelo.

En lugar de elevar los tubos con una grúa, estos se despliegan hacia arriba, extrayéndolos del interior del tramo precedente, como si se tratara de una muñeca rusa. De este modo, para izar el conjunto solo es necesario accionar un sistema de gatos hidráulicos, lo que tiene un coste sensiblemente inferior al de las grúas. La firma invirtió en el prototipo 925.000 euros que financió con ayudas del programa Eurostars.

Prototipos marinos

La turbina marina que la empresa monta en Arinaga está hecha de hormigón, utiliza una cimentación por gravedad y puede instalarse sin ayuda de barcos.
La turbina marina que la empresa monta en Arinaga está hecha de hormigón, utiliza una cimentación por gravedad y puede instalarse sin ayuda de barcos. Esteyco

Ahora, Esteyco está enfrascada en dos nuevos proyectos con los que espera revolucionar la eólica marina. El más avanzado es Elisa-Elican, la construcción del primer modelo de aerogenerador offshore de España, en la isla de Gran Canaria.

Tiene la ventaja de que la torre, de 5 MW de potencia y fabricada íntegramente de hormigón, puede transportarse flotando e instalarse sin necesidad de grandes buques grúa, que hasta el momento son imprescindibles para realizar este tipo de montajes.

“Un barco jack-up cuesta 300.000 o 400.000 euros al día. Lo que estamos haciendo es eliminarlos del presupuesto”, subraya.

Telwind, torre telescópica de cimentación flotante. La ingeniería de detalle de este proyecto ha recibido 3,5 millones de euros de Horizonte 2020.
Telwind, torre telescópica de cimentación flotante. La ingeniería de detalle de este proyecto ha recibido 3,5 millones de euros de Horizonte 2020. Esteyco

El otro desarrollo es Telwind, una torre telescópica de hasta 10 MW y cimentación flotante que la empresa prueba a escala en el tanque del Instituto de Hidráulica Ambiental de la Universidad de Cantabria.

Ambos proyectos han recibido subvenciones del programa Horizonte 2020: Elisa-Elican, 14 millones de euros, y Telwind, 3,5 millones. Pero las ayudas cubren solo una parte de la inversión. En los últimos cuatro años, la compañía ha destinado a I+D entre el 5% y 6% de sus ingresos.

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HCC, tecnología para reparar presas sin necesidad de desembalsar | Compañías

La presa argentina de Piedra del Águila llevaba 20 años con fisuras de hasta 135 metros de longitud. No se podía desembalsar para arreglarla porque sus turbinas generan el 10% de la energía del país y ello habría supuesto restricciones en Buenos Aires durante más de un año.
Tras adjudicarse la operación en un concurso internacional, Hidráulica Construcción y Conservación (HCC) aplicó su novedosa tecnología para llevar a cabo la reparación entre 2010 y 2012 mientras la presa seguía funcionando normalmente.

Esta tecnología es la que ha permitido a la firma, con sede en Madrid, ser solicitada por gestores de grandes infraestructuras de todo el mundo y abrir delegaciones en países como Irán, Argentina, Chile u Honduras.

HCC nació en 1994 ante la necesidad de reparar presas sin desembalsar y, por lo tanto, sin que ello afectara a su explotación, recuerda Alberto Gonzalo Carracedo, ingeniero de caminos y director general de la empresa. Posteriormente, extendió su negocio también a los parques eólicos.

La empresa nació en 1994 y en los últimos años ha abierto delegaciones en países como Irán, Argentina, Chile y Honduras

En los últimos años su facturación ha oscilado anualmente entre cinco y siete millones de euros y cuenta con una plantilla media de 60 trabajadores. Dispone de un equipo técnico altamente especializado y de formación permanente para toda la plantilla. “Nuestro personal está plenamente capacitado, incluso para los trabajos más delicados, como los que se realizan en altura”, destaca.

Como casi siempre sucede en el comienzo de pequeños proyectos, sobraba ilusión y faltaban medios. “Pero rápidamente las empresas y confederaciones hidroeléctricas españolas apreciaron las ventajas de nuestra tecnología y seis años después ya facturábamos varios millones de euros al año”, apunta Gonzalo.

Apoyos

La ayuda del CDTI (Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial) fue fundamental para llevar a cabo las investigaciones de Gonzalo relacionadas con un nuevo material polimérico, que aumentase la eficacia del sellado y fuera económicamente más accesible que las resinas epoxi utilizadas hasta ese momento.

“Desarrollamos una nueva técnica que ha mejorado cualitativamente los procesos de reparación que se utilizan en todo el mundo. Además, hemos logrado una nueva metodología de inyección del material polimérico a las presas afectadas que es altamente efectiva”, señala. Todo ello ha permitido a la compañía convertirse en líder mundial en esta tecnología. “Por el momento, no tenemos competencia en el mercado internacional”, asegura.

HCC invierte el 10% de su facturación en I+D+i y cuenta con el apoyo del CDTI, con el que lleva ejecutados tres proyectos de un presupuesto cercano al millón de euros cada uno, y tiene un cuarto en proceso. “Hemos conseguido formular más de 40 materiales distintos, así como diseñar maquinaria de perforación e inyección absolutamente novedosa”, dice.

Además, HCC ha extendido sus actuaciones desde las presas a la industria, los puertos y, desde hace 10 años, a la cimentación de turbinas eólicas, que en muchos países están sufriendo severos problemas de agrietamiento.

La carrera de HCC ha sido meteórica. Seis años después de su creación, en 2000, inició una fuerte expansión, dándose a conocer entre la práctica totalidad de los titulares de presas. En 2007 llevó a cabo las primeras reparaciones de aerogeneradores en nuestro país.

Alberto Gonzalo
Alberto Gonzalo, director general de HCC.

En 2010 arrancó su expansión internacional en Argentina y, tres ejercicios más tarde, impulsó su presencia más allá de nuestras fronteras abriendo delegaciones en Irán, Honduras y Chile.

Entre las grandes infraestructuras internacionales a las que la compañía española ha aportado su tecnología destaca la presa de Karun 4, en Irán. “Para poder reparar la importantísima fisura que la afectaba estaba previsto realizar un vaciado del caudal, lo que hubiera supuesto dejar de turbinar y, por lo tanto, tirar más de 12 millones de dólares”, recuerda.

Sin embargo, “la aplicación de nuestra tecnología permitió realizar la reparación sin necesidad de desperdiciar ni una sola gota de agua”, resalta.

Prueba del prestigio alcanzado es que entre 2010 y 2017 los responsables de HCC han sido invitados en numerosas ocasiones a dar conferencias sobre sus actividades en Estados Unidos, Canadá, Italia, Alemania, Suecia, Indonesia y Corea. Hace escasas semanas explicaron sus actuaciones en las sedes del Banco Interamericano de Desarrollo y del Banco Mundial en Washington.

La innovación tecnológica es fundamental en el trabajo de la compañía, asegura su director general. “Cuando una estructura se fisura es necesario volver a pegar lo que se ha roto. Y, en el caso de una presa, el problema se complica porque puede haber filtraciones importantes”, explica. “La esencia de nuestra tecnología es hacer taladros hasta intersecar la zona fisurada e inyectar algo parecido a un pegamento, en estado líquido, capaz de endurecer tras un corto tiempo, sellando las filtraciones y recomponiendo la estructura dañada. La resina, una vez endurecida, alcanza propiedades mecánicas muy superiores a las del hormigón original”, refiere.

Nuevo desarrollo

En estos momentos, HCC se encuentra inmersa en un nuevo desarrollo tecnológico, a instancias del Banco Mundial, que, según sus responsables, puede suponer “una revolución en la solución del mayor problema que afecta en la actualidad a la práctica totalidad de las presas del mundo: la sedimentación”.

En este apartado, Gonzalo muestra su confianza en que “el apoyo de la Dirección General del Agua y del CDTI contribuirá en un futuro próximo al éxito del proyecto”.

Sin duda, potenciará todavía más el reconocimiento internacional de esta compañía que apuesta por la seguridad, la calidad y el medio ambiente en su trabajo diario y que destaca cada año por su baja o nula siniestralidad laboral. Unos mimbres imprescindibles con los que la empresa española continuará reparando grandes infraestructuras en todo el mundo.

Datos básicos

HCC
Sede de la compañía en Madrid.

Facturación. El volumen de negocio de la empresa en los últimos años ha oscilado entre cinco y siete millones de euros. La firma espera alcanzar los ocho millones al cierre de este ejercicio.

Empleados. La plantilla ronda los 60 trabajadores y en ella se integra un equipo técnico altamente especializado. Todos ellos reciben formación permanente.

I+D+i. La inversión en investigación y desarrollo supone el 10% de la facturación. Además, esta cuenta con el apoyo del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI), con el que lleva ejecutados tres proyectos con un presupuesto cercano al millón de euros cada uno. Un cuarto está en proceso.

Producción. La firma ha conseguido formular más de 40 materiales distintos, así como diseñar nueva maquinaria de perforación e inyección.

Un sistema que seduce a todo el sector energético

Turbina eólica
Inyección de polímeros para regenerar la cimentación de una turbina eólica.

En la actualidad, Hidráulica Construcción y Conservación actúa principalmente sobre presas y aerogeneradores. En las primeras repara las fugas con el embalse lleno, sin que el proceso afecte a la explotación y sin la ayuda de buzos. El trabajo se lleva a cabo mediante la inyección de resinas propias, inyectadas en fase líquida, que posteriormente endurecen, sellando las filtraciones y pegando el hormigón. Más de 250 presas reparadas por todo el mundo avalan las ventajas de esta tecnología.

En cuanto a los aerogeneradores, la actuación de HCC es también altamente eficiente y viene a solucionar un problema que había creado más de un quebradero de cabeza. Como apunta Gonzalo, en numerosos países se han detectado problemas en las cimentaciones de las grandes turbinas eólicas. Y, según explica, “la inyección de resinas, específicamente formuladas para este caso, nos permite devolver a su estado original la cimentación en tan solo 24 horas, incluso con bajas temperaturas”. En 10 años, la compañía ha reparado más de 450 estructuras en España y el extranjero.

Entre los actuales clientes de HCC destacan las principales compañías eléctricas españolas, centrales nucleares, confederaciones hidrográficas y servicios de abastecimiento de agua. Pero prueba de la creciente importancia que tiene la actividad internacional de la empresa es que cerca del 80% de su facturación procede de sus servicios en el exterior.

En los últimos tres años, la firma ha dado un fuerte impulso a su expansión, lo que ha incrementado la facturación. A finales de este ejercicio espera alcanzar los ocho millones de euros. Este importante crecimiento –que Gonzalo espera se mantenga durante los próximos cinco años– se debe, en buena parte, a los continuos desarrollos tecnológicos y a una apuesta global por la innovación, que ha convertido a la empresa en el mejor reclamo para los propietarios y gestores que necesiten restaurar grandes infraestructuras.

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Vientos de cambio en Siemens Gamesa | Mercados

La cotización de la compañía Siemens Gamesa ha sufrido con fuerza tras la publicación de sus resultados del tercer trimestre. Eran los primeros después de la fusión de las dos compañías que han creado un gigante de la energía eólica. Las cifras que han causado este revuelo muestran un descenso del 7,1% de los ingresos y una contracción del 20,7% de los beneficios antes de impuestos e intereses con respecto a hace un año. Tras la constatación de la disminución de los ingresos por ventas debido al cierre temporal del mercado indio, los expertos de firmas como Macquire, JPMorgan y Barclays disminuyeron sus valoraciones en cifras cercanas al 30%. Al cierre del viernes, la cotización de la empresa se encontraba en los 13,9 euros, un 21,2% menos de su valor antes de la presentación de sus resultados.

Sin embargo, algunos analistas esperan que esta tendencia se revierta en el medio plazo y la acción ya registró un alza notable este viernes, del 4,75%. “El mercado ha sobrerreaccionado”, comenta el analista Alberto Herández, de XTB, que considera que es buen momento para comprar porque la cotización se encuentra muy por debajo del valor real de la acción. En Bankinter, a pesar de que decidieron bajar su precio objetivo a los 18 euros desde los 20 que manejaban antes del 27 de julio, también recomiendan comprar.

La razón por la que algunos expertos se muestran optimistas a pesar de los resultados es que el mercado indio, que conforma una parte fundamental de las ventas de Siemens Gamesa, debería volver a activarse en el corto plazo. En Bankinter argumentan que de los 273 millones que India contribuyó a las ventas de Gamesa del año 2016, este año solo ha aportado 25 millones, por lo que el efecto del parón de este mercado es la causa fundamental de los malos resultados. La transformación regulatoria del mercado Indio, que pasará a ser un sistema de subastas, implica que la bajada de los ingresos es temporal. Desde Bankinter explican que este verano están planeadas dos nuevas subastas. “Si esto fuera así, se reactivaría el negocio en esta región, donde Gamesa es líder del mercado. El nuevo sistema fomenta la competitividad por lo que los márgenes serán más ajustados pero pensamos que la compañía podrá defenderlos gracias a las mejoras de eficencia.” Además, el banco destaca la rapidez de la integración entre las dos empresas y cómo la fusión ha permitido cierta diversificación geográfica, por lo que unas regiones se compensan con otras.

Felipe López Gálvez, analista de Selfbank, también es optimista y opina que la compañía “ha entrado en una espiral bajista preocupante, pero a medio y largo plazo puede ser una opción interesante. Se trata de una empresa sin apenas deuda y con un equipo directivo de primer orden”. Además, este expero destaca que Siemens Gamesa opera en un sector que está llamado a crecer, ya que las energías renovables van a ganar cada vez más presencia.

Sin embargo, desde Barclays no piensan lo mismo. “Las historias de éxito de las sinergias no se dan cuando los ingresos están bajando”. Los expertos de esta firman esperan que en el próximo año continúen los descensos en los ingresos por ventas de aerogeneradores en tierra. Además, predicen que el mercado estadounidense no aporte volúmenes significativos hasta el año 2019 y consideran que, a pesar de que el parón indio sea temporal, la compañía no volverá a alcanzar en esta región ingresos tan altos como los que han tenido lugar en años pasados. Es por ello que han decidido bajar su valoración en casi un 30%, aunque proyecten un aumento del negocio marino de venta de aerogeneradores. Explican que no será suficiente para cubrir las pérdidas en el negocio onshore (en tierra) y que además está presentando ciertos signos de volatilidad como fuente de ingresos.

No existe por tanto un acuerdo entre los analistas acerca de la estrategia que debería seguir el inversor. Las firmas que han cambiado su valoración en porcentajes tan extremos consideran que la empresa no volverá a aumentar sus ingresos en el medio plazo, mientras que aquellos que recomiendan comprar esperan que la tendencia se invierta por la reactivación del mercado indio y por los buenos resultados de la integración. La fusión entre Siemens y Gamesa que tuvo lugar en abril de este año fue motivo de celebración por los mercados, y la cotización de la compañía alcanzó sus máximos tras esta adquisición con un valor de 20,75 euros. Las recomendaciones de Reuters presentan una mayoría de analistas que aconsejan mantener frente a una minoría que recomienda comprar.

Claves

La compañía. Siemens Gamesa Renewable Energy es la empresa surgida tras la fusión de la división de energía eólica de Siemens AG, Siemens Wind Power, y Gamesa Corporación Tecnológica (Gamesa). El grupo se dedica al desarrollo, fabricación y venta de aerogeneradores (división de aerogeneradores) y a la prestación de servicios de operación y mantenimiento (división de Servicios).

Perspectivas. Según el informe de Siemens Gamesa, la demanda eólica potencial se mantiene estable tanto en el corto/medioplazo como en el largo plazo. El creciente número de países comprometidos con las energías renovables como mecanismo de contención del aumento de la temperatura y el cambio climático, y la creciente competitividad de las fuentes renovables y, entre ellas, la eólica sientan las bases de unas sólidas perspectivas de demanda.

Precio objetivo. El precio de la acción el 26 de julio, antes de la publicación de los resultados, era de 17,55 euros, y el precio objetivo rondaba los 22 euros. El pasado 4 de agosto, el precio de la acción eran 13,90 euros y el precio objetivo medio según Reuters había bajado a 19,12. Es decir, la acción está cotizando por debajo del valor de consenso de los analistas.

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ACS gana en el mar del Norte un megaproyecto de conversión de energía eólica | Compañías

Dragados Offshore, filial de ACS para la instalación de infraestructuras marinas, se ha hecho con el desarrollo, construcción y puesta en marcha de la plataforma de conversión eléctrica para el proyecto de energía eólica marina Dolwin 6, en el Mar del Norte.

La instalación será ejecutada en colaboración con Siemens y entre sus prestaciones figura la capacidad de entregar el consumo eléctrico de aproximadamente un millón de hogares en Alemania. El sistema cuenta con una potencia de 900 megavatios.

Fuentes del mercado apuntan a un valor del contrato cercano a los 350 millones de euros. El trabajo incluye la instalación de la citada plataforma de conversión en aguas alemanas, así como la construcción de una subestación en tierra, concretamente en la región de Emden.

La parte del encargo que corresponde a Dragados Offshore consiste en el diseño, suministro, construcción, transporte e instalación de la plataforma. Siemens, por su parte, diseñará y suministrará los equipos HVDC de ambas subestaciones y el desarrollo de la subestación en tierra.

Esta plataforma transforma la energía eléctrica de las turbinas eólicas que llega por cables de alta tensión de corriente alterna de 155 kV, a corriente continua de alta tensión de 320 kV, exportándola a la subestación en tierra. De este modo, la instalación debe estar conectada a la plataforma Dolwin Beta.

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El mensaje de la eólica al Gobierno: subastas sí, pero con garantías | Compañías

El sector eólico encara la próxima subasta de renovables, que se realizará el 26 de julio, con poco entusiasmo, a pesar de haber arrasado en las dos primeras. Los promotores de parques no están conformes con el diseño de la licitación y dudan de que los megavatios adjudicados se vayan a instalar en tiempo y forma. Las compañías expresaron sus reparos durante el III Congreso Eólico Español celebrado el 20 y 21 de junio en Madrid.

“Ganar una subasta es muy fácil, pero es distinto a vender energía renovable durante 20 años”, expuso Rafael Mateo, principal ejecutivo de Acciona Energía, durante la mesa redonda dedicada a los desarrolladores de parques. “En diferentes mercados hemos visto actores que ganan los concursos y ni siquiera tienen la intención de empezar el proyecto, mucho menos terminarlo y operarlo, solo tratan de tomar posiciones especulativas. Por tanto, subastas sí, pero bien hechas”, remarcó.

España está subastando potencia renovable con incentivo para facilitar la transición de su economía hacia un modelo menos dependiente de los combustibles fósiles y cumplir los objetivos ambientales de la UE. Entre las dos que ha realizado hasta ahora lleva adjudicados 3.700 MW que, de cumplirse los plazos acordados, deberían de estar vertiéndose a la red a finales de 2019.

El 26 de julio se sacarán a concurso otros 3.000 MW, que deberán estar disponibles en el mismo plazo. Según los cálculos del Gobierno, la puesta en marcha de estos proyectos acercaría el consumo total de energía procedente de fuentes limpias al 20% al que España se ha comprometido con la UE en 2020. En 2015, último año del que se disponen estadísticas de Eurostat, esta cuota se situaba en el 16%.

Aunque el sistema de subasta se está popularizando en todo el mundo (al menos 67 países organizaron procesos de este tipo en la primera mitad de 2016, según los últimos datos de Irena, la agencia internacional de las energías renovables), el modelo usado por España presenta una serie de particularidades que no son del agrado de los operadores de parques.

El sector se queja de la complejidad del mecanismo español y su falta de garantías. A diferencia de la mayoría de países, donde la potencia se adjudica al postor que pide la subvención más baja por MWh producido, en España se concede al que pide el menor incentivo a la inversión (no gana el que ofrece producir más al menor precio, sino el que promete construir el parque más barato).

Además, en lugar de exigir ofertas para emplazamientos específicos –por ejemplo, un parque en una zona de Andalucía donde el viento alcanza una velocidad media de 6,76 metros por segundo durante 2.200 horas al año–, las bases obligan a los licitadores a elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo cuyos parámetros (inversión, horas de funcionamiento, costes de operación y mantenimiento, etc.) define el Gobierno y puede modificar cada tres años.

“No competimos por proyectos reales, sino por proyectos sintéticos. Es un sistema supercomplejo que no existe en ninguna otra parte del mundo”, afirmó Juan Virgilio Márquez, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), organizadora del congreso.

Las cifras

23.000 MW de potencia eólica hay instalados en España. Con esta capacidad, el sector del viento cubrió el 19% de la demanda total de energía en 2016. La AEE propone aumentar esta potencia en 15.000 MW más hasta 2030.

3.700 MW se han adjudicado en las dos primeras subastas. A estos se sumarán otros 3.000 MW que se licitarán el 26 de julio. El volumen contrasta con los apenas 65 MW eólicos que se instalaron en los últimos tres años debido a la moratoria al cobro de primas.

Pero eso no es lo peor. A esa planta genérica, el Estado garantiza una rentabilidad del 7,5% para todo el periodo de vida útil de las turbinas (entre 20 y 25 años). El problema es que esta tasa depende de una fórmula (bono del Tesoro español a 10 años más 300 puntos básicos) revisable cada seis años, plazo que se cumplirá en diciembre de 2019, cuando el Gobierno tendría la intención de rebajarlo a la mitad.

“Si estamos compitiendo por un incentivo o una estabilidad a largo plazo, es importante que esta no se modifique a mitad de la partida”, señaló en la mesa redonda Xabier Viteri, director de renovables de Iberdrola. En ese sentido, precisó que el mejor modelo de subasta es aquel que reparte los riesgos, de tal forma que la empresa asuma los que sabe gestionar y se le aísle de aquellos que no son propios del negocio, como la inflación o los regulatorios.

Las promotoras de parques critican también que en España no se seleccione a las empresas que pueden presentar ofertas. “No cualquiera puede participar. Si realmente queremos que los proyectos se ejecuten en el periodo establecido, hay que calificar al que participa, técnica y financieramente”, apuntó Viteri.

A todo esto se suma el hecho de que el sistema es marginalista, es decir, que una vez cubierto el cupo de potencia licitada, la última oferta en casar con los requerimientos técnicos de las bases es la que marca el precio para todas las adjudicatarias. Los expertos mantienen que esto da pie a tácticas especulativas y resultados sorprendentes como los de la subasta anterior.

En ella, Forestalia, una firma zaragozana de la familia Samper, dueña de un importante grupo cárnico pero desconocida en el sector, ganó la mayoría de megavatios subastados (300 de 700 MW en enero de 2016 y 1.200 de 3.000 en mayo pasado), renunciando al 100% de las primas, lo que dejó en cero el incentivo para todas las demás ganadoras, entre las que en mayo se encontraban Enel Green Power, Gamesa y Gas Natural Fenosa.

General Electric
Instalación de una turbina eólica de General Electric en Holanda. La empresa suministrará los aerogeneradores a Forestalia, la principal ganadora de las dos subastas realizadas hasta ahora en España. GE

El Gobierno ha atribuido el resultado a la competitividad alcanzada por las renovables, lo que ahora les permite operar sin necesidad de ayudas, pero los detractores del sistema argumentan que estas aún son necesarias; de lo contrario, no tendría sentido pujar por un incentivo: bastaría con solicitar una conexión a Red Eléctrica y vender a precio de mercado.

Al margen de las deficiencias técnicas, las empresas reclaman celeridad en la tramitación de las licencias, ya que las autonomías tardan una media de siete años en autorizar el funcionamiento de un parque y en algunos casos hasta 10. Igualmente, piden la publicación de un calendario de subastas que les permita preparar con tiempo las ofertas y conseguir la financiación.

En cuanto a países en los que España debería fijarse como modelo de concurso, Márquez destacó Argentina, “referencia por la simplicidad de su subasta, que establece una tarifa fija para todo el periodo regulatorio, y por su planificación”. Y añadió que Alemania es otro ejemplo por su esquema de subastas diferenciadas por tecnologías. “Lo importante”, insistió, “es que sean sencillas, primen el proyecto que produzca más al menor precio y den visibilidad y perspectiva a los inversores”.

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