Sabadell: Acciona y Abengoa, las más beneficiadas por el RD de renovables
Fuente: Invertia
Según Industria esta media supondrá un ahorro para el sistema de 1.100 M euros hasta 2013. Noticia esperada pero positiva ya que aporta visibilidad al sector renovable garantizando las primas y tarifas actuales del R.D. 661/2007 a partir de 2013 para las instalaciones en operación y para las incluidas en el pre-registro.
En eólica, la más beneficiada sería Acciona (COMPRAR P.O. 108 euros/acc.) por su exposición mayoritaria a España en eólica (73% de la capacidad instalada, 5.364 Mw), seguidamente Iberdrola Renovables (COMPRAR, P.O., 3,45 euros/acc.) con un 43% de su capacidad instalada España (5.232 Mw BS(e) final 2010) y por último EDP Renováveis (COMPRAR, 6,58 euros/acc. P.O.) con un 32% de su capacidad instalada en España (2.168 Mw BS(e) final 2010).
En termosolar, la más beneficiada sería ABENGOA (COMPRAR P.O. 26,46 euros/acc.).
A continuación destacamos los principales puntos:
Para la eólica, recorte del -35% en prima eólica en 2011 y 2012, manteniendo los suelos de retribución (75,4 euros/MWh). Considerando el precio del futuro que estaría cerrándose en España (45 euros/Mwh sin complementos por garantía de potencia), los promotores eólicos contarían este suelo tarifario en 2011, hipótesis que ya tenemos en cuenta para 2011 y 2012. A partir de 2013 se garantizan para los parques instalados y los autorizados hasta 2013 (Pre-Registro de asiganción) las tarifas y primas actuales del RD 661/2007 que supone volver a los niveles normales recogidos en la ley. Por último, la ley incluye finalmente el rumoreado cap de horas considerado para el cobro de prima de 2.590 horas (29,6% factor de utilización vs 24% media España y considerada para nuestras modelizaciones en el sector: IBR, EDPR y ANA) siempre que los parques objetivo tenga una media anual de horas superior a las 2.350 (26,8% utilización). Este cap tendrá un efecto marginal para la mayor parte del parque español.
Por valores, la más beneficiada sería Acciona (COMPRAR P.O. 108 euros/acc.) por su exposición mayoritaria a España en eólica (73% de la capacidad instalada, 5.364 Mw)., seguidamente IBR (COMPRAR, P.O., 3,45 euros/acc.) con un 43% de su capacidad instalada España (5.232 Mw BS(e) final 2010) y por último EDPR (COMPRAR, 6,58 euros/acc. P.O.) con un 32% de su capacidad instalada en España (2.168 Mw BS(e) final 2010). Los recortes de primas son sólo cortoplacistas y su objetivo principal es evitar el incremento del Díéficit de tarifa en un excenario de subida de precios elíéctricos, o de eólicidad extraordinaria, los dos próximos años.
En la eólica se confirma con esta revisión legal que el impacto máximo será de 40-80 M euros para el sector (marginal), y que tendría origen en el caso de que los precios elíéctricos se sitúen por encima de niveles de 55 euros/acc. en 2011 y 2012 (vs 43-45 euros/Mwh e011 y 2012 BS(e)) escenario en el cuál la prima + pool sería mayor que el suelo tarifario esos dos años (75,4 euros/acc.).
La ley renovable para los parques instalados a partir de 2013 llegará ya en abril, si bien actualmente su relevancia es baja ya que los valores renovables no descuentan ni el valor de los activos instalados: IBR 0,83 P/VC’10 (1,03 M euros EV/MW), EDPR 0,61 P/VC 10 (0,92 M euros EV/MW).
TERMOSOLAR
A corto plazo la única medida es impedir el acceso de las plantas termosolares a la opción de mercado + prima durante un año de operación, en el que sólo podrán acceder a la tarifa regulada en línea con nuestras estimaciones. Recordamos que las tarifas de la termosolar (grupo b.1.2 R.D. 661/2007) son 270 euros/Mw para tarifa regulada o un rango entre 254-344 euros/Mw en la opción de mercado + prima.
Retrasos no especificados en la entrada en operación de plantas que se puede interpretar en un año pero de asumir el escenario más pesimista de 3 años (hasta 2013, año en que se retomaría la estabilidad) y sin asumir caídas en los costes de inversión el impacto podría ser de ~4 euros/acc en el P.O. (-15%). Limitación del número de horas con derecho a retribución no especificado. Noticia con reducido impacto en nuestras estimaciones que ya asumen a largo plazo 2.190 horas/año (25% load factor) vs niveles vistos en el sector a pleno rendimiento de >3.200 horas/año (37% load factor).
