La caída bursátil de las energías renovables en 2023

El año 2023 fue difícil para muchos inversores en acciones de energía limpia. Las caídas bursátiles, los deterioros contables de proyectos y el escaso interés en algunas licitaciones eólicas marinas afectaron al ánimo del mercado. Este es un análisis financiero histórico, no una descripción del colapso de la propia producción eléctrica renovable ni de las cotizaciones actuales.

¿Qué factores contribuyeron a la corrección y qué incertidumbres quedaron de manifiesto?

Una fuerte corrección bursátil

Uno de los ETF de energía limpia, QCLN, se describía en el análisis de entonces como casi un 50% por debajo del máximo de 2021. La comparación corresponde a la fecha del artículo, no al rendimiento actual. La afirmación de que era el mayor fondo de la categoría no estaba documentada.

QCLN Gráfico de precios

Las presiones variaban entre segmentos y eran especialmente intensas en la energía eólica. Ørsted (D2G.DE ), gran operadora de eólica marina, se citaba también mediante su certificado de depósito negociado en Estados Unidos (DNNGY). La empresa salió a bolsa el 9 de junio de 2016 como DONG Energy; 2017 corresponde al cambio de nombre, no a la oferta pública inicial. La gran fabricante de turbinas Vestas (VWDRY) también sufría presiones bursátiles. Comparar con 2008 o con el precio de salida a bolsa exige concretar fecha, mercado, moneda y ajustes por operaciones societarias y dividendos. No equivale automáticamente a comparar rentabilidades totales.

Una participación creciente de las renovables en el sistema eléctrico no garantiza mayores beneficios ni cotizaciones para cada empresa.

Varias causas simultáneas

Dificultades en el sector eólico

En junio de 2023, Siemens Energy (ENR.SW ) (ENR.DE ) retiró su previsión de beneficios por los problemas de Siemens Gamesa. Las dificultades de calidad afectaban a plataformas concretas de turbinas terrestres y sus componentes, con costes adicionales para corregirlas. No se trataba simplemente de cambiar motores antes de lo previsto ni de demostrar que todas las turbinas antiguas de todos los fabricantes tenían los mismos defectos. La noticia enlazada describía una caída brusca de la acción de aproximadamente el 36%. La cifra es la instantánea de aquel relato, no una variación actual ni necesariamente el resultado final de toda la sesión.

En agosto de 2023, Ørsted advirtió de problemas en sus proyectos estadounidenses . La empresa señaló, entre otros factores, las cadenas de suministro y los costes de financiación. El 31 de octubre de 2023 anunció el cese del desarrollo de Ocean Wind 1 y 2. Eso no significaba cancelar todos los proyectos eólicos marinos.

En la ronda británica de asignación de contratos de septiembre de 2023, no hubo ofertas de proyectos eólicos marinos. Sin embargo, no se anuló todo el procedimiento para todas las tecnologías renovables: otros proyectos recibieron contratos.

Inflación

La inflación era una de las presiones, junto con la financiación, las condiciones contractuales y los problemas de abastecimiento. Los proyectos presupuestados en 2020 o 2021 afrontaban en 2023 mayores costes laborales y de equipos. Si los ingresos estaban fijados sin ajustes adecuados, la viabilidad económica podía empeorar.

Subida de los tipos de interés

Las subidas de tipos en muchas economías durante 2022–2023 encarecieron los préstamos. El efecto dependía de la estructura financiera y los plazos de los contratos de cada empresa; no todos los bancos centrales siguieron la misma trayectoria.

Fuente: Chartstorm

Los proyectos con grandes inversiones iniciales, incluidas muchas centrales eléctricas, son sensibles a los costes de financiación.

Los tipos más altos también pueden afectar a empresas que necesitan refinanciar deuda. La cobertura de entonces describía grandes salidas de capital de los ETF de energía limpia entre julio y septiembre de 2023. Esto se refiere a esos productos financieros, no demuestra que cesaran todas las inversiones del sector ni que las retiradas tuvieran una sola causa.

Las presiones financieras podían afectar también a parques solares, compañías eléctricas y fabricantes de paneles, con distinta intensidad según la empresa.

Redes eléctricas y almacenamiento

La producción variable de la eólica y la solar requiere redes y flexibilidad para acompasar oferta y demanda. No todas las fuentes renovables varían del mismo modo: la hidroeléctrica, la geotermia y otras tecnologías tienen características distintas. Las congestiones de red dependen también de la zona.

El almacenamiento puede ayudar, pero no es la única solución. También importan el refuerzo de redes, las interconexiones, la respuesta de la demanda y la generación flexible. Si la electricidad disponible no puede absorberse, puede ser necesario limitar la producción. En otros momentos hacen falta recursos complementarios, pero no toda insuficiencia obliga automáticamente a recurrir al carbón o al gas.

El gráfico de la IEA representa nuevas incorporaciones anuales de capacidad de baterías a escala de red en 2017–2022, no la capacidad acumulada de todas las tecnologías de almacenamiento. Por eso, la formulación inicial sobre un crecimiento general del 75% de la capacidad no describía correctamente la magnitud representada.

Fuente: IEA

Posibles consecuencias

Incertidumbres para las empresas

Los problemas de modelos concretos de Gamesa mostraron la necesidad de revisar los supuestos de mantenimiento y fiabilidad. No prueban que todas las turbinas antiguas de todos los fabricantes sean defectuosas. Las congestiones y las diferencias de horario entre producción y demanda pueden exigir inversiones durante varios años. Las consecuencias varían según la actividad:

• Los productores eléctricos pueden sufrir restricciones a la generación, nuevas inversiones o contratos desfavorables. El impacto en los beneficios depende de las condiciones concretas.
• Los fabricantes de turbinas y paneles deben evaluar conjuntamente costes, condiciones de venta y mercados de destino.
• Las empresas de almacenamiento pueden encontrar oportunidades en las nuevas necesidades, sin garantías de crecimiento, beneficios o rentabilidad de la inversión.

Los problemas no son necesariamente irresolubles, pero abordarlos exige tiempo, capital y planificación.

Costes y duración de las presiones

La producción energética con cualquier tecnología necesita capital, tanto con renovables como con combustibles fósiles o energía nuclear. La sensibilidad a los intereses, los combustibles y los gastos operativos es diferente.

Si persisten las presiones financieras e inflacionarias, los nuevos proyectos pueden encarecerse. Es un escenario posible, no la certeza de que todas las tecnologías suban de coste permanentemente al mismo ritmo.

Otras inversiones también sufrieron presión en 2023. Una noticia de entonces situaba el sector bursátil de servicios públicos de EE. UU. en mínimos de unos tres años y medio en octubre de 2023. Otro artículo analizaba fuertes caídas de los precios de los bonos del Tesoro estadounidense con referencia a Bank of America (BAC ). El descenso del precio de mercado de un bono no equivale al impago del gobierno; el riesgo de tipos depende, entre otros factores, del plazo.

Los costes y las políticas de asignación de capital influyen también en la perforación. La fuente de entonces comparaba 504 equipos de perforación petrolífera activos en EE. UU. con 1.609 en 2014. Son equipos de perforación, no el número de pozos productores ni la suma de todos los equipos de petróleo y gas. Su número no determina directamente el volumen producido, porque la productividad cambia. La EIA registró posteriormente una producción media anual estadounidense de crudo récord en 2023.

Los precios energéticos, los conflictos, las cadenas de suministro y los costes laborales pueden influir en la inflación. La intensidad y duración de sus efectos son inciertas y no deben presentarse como una previsión garantizada de inflación persistentemente mayor.

El progreso tecnológico continúa

Las mejoras técnicas y las economías de escala han reducido a largo plazo los costes de varias tecnologías renovables. Según IRENA, el coste medio mundial ponderado de generación eléctrica durante la vida útil de los nuevos grandes proyectos fotovoltaicos cayó alrededor del 89% entre 2010 y 2022. Eso no significa que el precio de todos los paneles bajara un 90% en exactamente diez años ni que la medida incluya automáticamente todos los costes de integración en el sistema eléctrico.

El encarecimiento de la financiación y la construcción puede compensar parte del ahorro técnico. El efecto neto varía según proyecto y mercado; el avance tecnológico no se había detenido en 2023.

Por ejemplo, First Solar (FSLR ) (FSLR) fabrica paneles de película fina basados en telururo de cadmio. Las ventajas en determinadas aplicaciones no prueban que sean siempre los más baratos o eficientes ni que la acción vaya a ser una ganadora a largo plazo.

FSLR Gráfico de precios

También se debate sobre la energía nuclear, entre otras vías mediante pequeños reactores modulares o SMR. Sus perspectivas técnicas, comerciales y económicas requieren una evaluación propia. Los artículos históricos relacionados son «Cinco acciones de energía nuclear: la selección de octubre de 2023» y «El debate nuclear: ¿solución energética para el futuro o apuesta de alto riesgo?».

La innovación puede favorecer las tecnologías de bajas emisiones, pero sus futuras cuotas de mercado y retornos dependen de costes, políticas, ejecución y competencia. El optimismo tecnológico no sustituye el análisis de cada inversión.

La electrificación de la calefacción, el transporte y la industria puede aumentar la demanda eléctrica. La eficiencia energética, la actividad económica y las elecciones tecnológicas también influyen en su trayectoria. No se garantiza un crecimiento ininterrumpido durante décadas.