Gobiernos y reguladores incrementan su presión sobre las Utilities europeas y ponen en riesgo su rentabilidad futura

Capgemini, compañía líder de consultoría, tecnología y outsourcing con el apoyo de Exane BNP Paribas, CMS Bureau Francis Lefebvre y VaasaETT Global Energy Think Tank, ha anunciado los resultados del XIV Observatorio Europeo de los Mercados de Energía (EEMO). El estudio muestra que en un período económico incierto como el actual, tanto gobiernos como reguladores están ejerciendo una excesiva presión sobre las “utilities”, poniendo en riesgo no sólo su rentabilidad futura, sino también la tan necesaria inversión en infraestructuras energéticas.

La crisis económica ha provocado la volatilidad de los precios y el estancamiento en el consumo de energía europea (en términos constantes), causando una presión a la baja en los beneficios y en el comportamiento en bolsa de las Utilities. Los planes de varios países de revisar su política energética a raíz del accidente de Fukushima, los nuevos impuestos y el compromiso de la EU, en vigor a partir de 2014, de penalizar a las compañías cuyos clientes no consigan un cierto ahorro energético, han supuesto una carga aún mayor para estas organizaciones.

Frente a una inversión obligatoria en infraestructuras de un billón de euros, durante la próxima década, las Utilities deben planificar a largo plazo a pesar de unas condiciones cada vez más complicadas a corto plazo.

Según Colette Lewiner, Asesora de Energía y Utilities del Presidente de Capgemini: “Los Gobiernos deberían  tener cuidado para no matar la gallina de los huevos de oro, especialmente ahora cuando las grandes compañías del sector se están retirando de Europa. Socavar los esfuerzos necesarios de las compañías para invertir en infraestructuras energéticas podría resultar muy caro una vez que la economía se recupere y la demanda de electricidad y gas se incremente de nuevo.”

Los bajos precios del carbón europeo amenazan la necesaria rentabilidad de las plantas de gas

Aunque el precio del petróleo continúa alto debido a temas geopolíticos, en particular la guerra con Irán, la crisis económica en Europa y EEUU – y un crecimiento más débil en China y Brasil – ha causado estancamiento en el consumo de gas y electricidad.

En EEUU, los productores están explotando gas shale a costes muy competitivos,  que está conduciendo  a la  baja el precio del gas en ese país. Sin embargo, en Europa la situación es diferente. En Europa, los contratos a largo plazo de gas  y su  indexación al precio del petróleo, dan como resultado  una  subida de los precios del gas, con  precios de los contratos a largo plazo en Europa continental  que son aproximadamente un 300 por ciento más altos que en EEUU.

Este mercado de gas más barato en EEUU ha provocado un superávit de carbón – haciendo bajar el precio del carbón en Europa – provocando el cierre de varias plantas de gas y  llevando a una pérdida potencial de 10,000 MW entre el momento actual y el  2014[3]. Sin embargo, estas plantas de gas Europeas son realmente necesarias para respaldar la generación de energía renovable y ayudar a la red de distribución a hacer frente a los picos de demanda (durante los días muy fríos o muy calurosos). Por lo tanto, la creación de “mercados de capacidad” que permitan a estas plantas seguir siendo viables es una medida prioritaria para el sector.

Se perfila en el horizonte  el coste de la “transición energética”

El accidente de Fukushima, ocurrido en marzo de 2011, ha llevado a cuestionar la sostenibilidad de la energía nuclear y varios países están analizando la forma de reducir la cuota que representa la energía nuclear dentro de su mix energético. Como resultado, el mix energético europeo comenzará a evolucionar hacia las energías más renovables, gas y, en algunos países, carbón, y menos hacia la nuclear. Estos escenarios, que podrían generar más emisiones de CO2, requieren inversiones adicionales significativas por parte de las compañías energéticas, que impactarán sobre los costes de producción y distribución, así como en los precios finales al cliente. En Alemania, en línea con su decisión adoptada en mayo de 2011 de dejar fuera a la energía nuclear, los precios de la electricidad se incrementarán de forma significativa para los consumidores domésticos. Igualmente los consumidores industriales  podrían ver incrementados los precios en un 70 por ciento para 2025.

En Francia, en el caso de que  la energía nuclear sea inferior a un 50 por ciento del total de la generación de energía, los precios de la electricidad se incrementarán en un 16 por ciento, lo que se traducirá en un 12 por ciento de aumento de los precios finales al cliente.

El progreso de las renovables, amenazado por la reducción de las ayudas

Con más de un 70 por ciento de capacidad adicional en  2011, las energías renovables continúan su expansión en Europa. Sin embargo, a pesar de los grandes proyectos de energía eólica puestos en marcha en los Estados miembros como el Reino Unido y Francia, el objetivo de Europa 2020 de un 20 por ciento de energías renovables en el mix energético será difícil de cumplir. Este es un resultado más de la crisis de la deuda soberana que ha llevado a los gobiernos a reducir el sistema de primas e incentivos fiscales que han impulsado las renovables.  La más dañada por esta situación ha sido la energía solar. La reducción de las ayudas ha provocado exceso de oferta en las empresas de fabricación de equipos a nivel mundial y también han llevado a China a aumentar significativamente sus exportaciones de equipos –particularmente paneles solares fotovoltaicos- a Estados Unidos y Europa. Como resultado, se prevé que a corto plazo al menos la mitad de los actuales productores de panales solares fotovoltaicos podrían superar la situación  y el resto desaparecerán.

La EU cumplirá su objetivo de reducción de emisiones, pero debido principalmente a la desaceleración económica

Los mercados y las medidas regulatorias son actualmente insuficientes para impulsar el sector hacia las renovables. Los objetivos de la UE para 2020 en lo relativo a emisiones deberían cumplirse debido a la crisis económica y a la deslocalización  hacia Asia de algunas plantas industriales. El resultado será un menor consumo de energía y, por tanto, menos emisiones de CO2. Para ser eficientes, es necesaria una reforma radical del sistema ETS. El precio de los derechos de emisión de carbono se han reducido de €14/t a principios de 2011 hasta  los €6-7/t en mayo de 2012, evidenciando  un exceso de derechos de ETS^[7]. En concreto, las previsiones a corto plazo deben volver a definirse y así manifestar  la escasez necesaria para empujar los precios al alza. Sin embargo, los procedimientos internos de la UE suponen que esta enmienda tan  necesaria no se resolverá hasta abril de 2013.

Objetivos de eficiencia energética

El objetivo de eficiencia energética EU 2020 será difícil de conseguir. Por ello, en junio de 2012, la UE aprobó un texto de compromiso para la directiva de eficiencia energética. Ello va a requerir que las compañías de Utilities aseguren el ahorro de energía de sus propios clientes desde 2014. Los ahorros globales acordados  deben alcanzar, año tras año, el 1,5% de las ventas anuales de las Utilities. Si las compañías del sector no son capaces de cumplir con estos ahorros, serán penalizadas.

Se necesitan grandes inversionesen infraestructuras, pero las Utilitiesestán disminuyendosus gastos de capital

En Europa, para el año 2020 se require un mínimo de un billón de euros de inversión en infraestructura -incluyendo generación, redes de distribución, instalaciones de regasificación de gas natural licuado y gasoductos-. En el sector de la electricidad, estas inversiones son necesarias para reemplazar las viejas plantas en Europa (donde casi 9,5 GW se retiraron en 2011) y,  en general, para reforzar la red que permita mejorar la seguridad del suministro, dar acceso a las energías descentralizadas y renovables, y transformar las redes actuales en otras más inteligentes. En gas, la inversión en gasoductos para su importación y grandes instalaciones de GNL es obligatoria.

Esta estimación no incluye un mínimo de 350.000 millones de euros de inversión  necesaria en Alemania  en generación y distribución de electricidad para compensar el abandono nuclear, o las mejoras de las medidas de seguridad de las plantas nucleares requeridas en Europa que, en el caso de Francia por ejemplo, costarán 10.000 millones de euros para sus 58 reactores. La inestabilidad económica actual y la falta de una proyección fiable sobre el futuro de la zona Euro, están desanimando a muchas Utilities a hacer las inversiones necesarias. Sin embargo, el despertar post-crisis promete ser todo un desafío.

Las Utilities están bajo presión

Durante el periodo de tiempo analizado por la edición XIV del EEMO, el rendimiento de las acciones de las Utilities en comparación con MSCI Europe decreció y su relación precio/beneficio también. Sin embargo, la actividad legislativa y política durante este periodo parece indicar que los reguladores europeos y los gobiernos aún consideran a las Utilities como muy rentables.  Por ejemplo, el nuevo compromiso en eficiencia energética de la UE  exigirá a estas compañías asegurar que sus clientes consigan ahorrar energía a partir de 2014 o se enfrentarán a penalizaciones significativa. Además las  decisiones políticas como la aceleración del abandono de la energía nuclear en Alemania y las tasas anuales en la generación de energía nuclear impuestas por Bélgica y recientemente por España muestran que todas las partes interesadas  aun ven las Utilities como una fuente fácil de ingresos.