La operación entre Repsol y Viesgo afianza el cambio del sector petroquímico mundial

El propio presidente de Viesgo, Miguel Antoñanzas, destacó la semana pasada en un encuentro con este periódico el calado del acuerdo, inusual en la Comunidad por el montante, y defendió que el desenlace es bueno para todos, desde la propia región hasta los trabajadores, pasando por las partes implicadas. ¿Y para Repsol? Desde la compañía petrolífera se resalta igualmente la envergadura del trato y, más importante aún, se incide en la apuesta efectuada en relación al resto del sector, todo ello en un contexto en que las petroquímicas europeas se están moviendo igualmente para diversificar su cartera, aunque en la mayoría de los casos con actuaciones menos ambiciosas que la oficializada en España la semana pasada.

Como referencia, Repsol ha completado «un paso significativo para el desarrollo de un negocio de bajas emisiones» que, en cifras, supone 2.350 megavatios de capacidad total adquirida. El contrato con los fondos Macquarie y Wren House, propietarios de la eléctrica con sede en Cantabria, implica la llegada de 750.000 clientes, casi 400.000 en suelo regional. En paralelo, el trasvase de centrales hidroeléctricas (enclavadas en Asturias y Cantabria) suma una capacidad total instalada de 700 megavatios, mientras que las centrales de ciclo combinado totalizan otros 1.650.

«Repsol pasa a ser un actor relevante en el mercado español de generación de electricidad, con una capacidad total instalada de 2.950 megavatios», indicó la compañía tras la compra. Una idea fuerza que se traduce en una cuota de mercado del 2% en el negocio minorista de luz y gas, pero con afán de mejorar. Mucho, de hecho. En el plan estratégico de la organización se recoge una cuota en este mercado superior al 5% para 2025, mientras que los 2,9 gigavatios actuales se quieren convertir en 4,5 en el mismo horizonte. Un desarrollo que implicará una potente inversión.

Ahora bien, sentadas estas premisas, ¿qué han hecho el resto de petroquímicas europeas? La francesa Total es la que ha entrado con más fuerza en esta diversificación energética hasta la fecha. Su operación más relevante fue la compra en abril del 74% de Direct Energie por 1.400 millones de euros. Se trata de la tercera minorista de electricidad en el país galo, tiene 2,6 millones de clientes y activos de generación con capacidad para 1.400 megavatios, entre los que se encuentran ciclos combinados que suman 800 megavatios. En junio de 2016 adquirió Lampiris por cerca de 175 millones de euros, una firma belga minorista de gas y electricidad con una cartera de 760.000 clientes.

750

millones ha invertido Repsol en la compra de parte de los activos de Viesgo y que cerrará a final de año

Por otro lado, Shell, con sede en La Haya (Países Bajos), adquirió en diciembre de 2017 First Utility, una compañía minorista de gas y electricidad del Reino Unido, por más de 200 millones. De hecho, es la mayor compañía minorista de gas y electricidad independiente de aquel país, con cerca de 900.000 clientes. No sólo eso, pues el pasado enero compró una participación del 44% en la firma americana de energía solar Silicon Ranch por 217 millones de dólares. En cuanto a BP, se hizo recientemente con el 24% de la compañía minorista de gas y electricidad Pure Planet, con la intención de suministrar energía 100% renovable al mercado británico. Además, cuenta con una capacidad de 1.400 megavatios a través de la organización americana de energía eólica y solar Lightsource BP, en la que entró en diciembre de 2017 tras invertir 200 millones de dólares.

La portuguesa Galp compró el pasado marzo el 25% de la minorista de electricidad Podo, una empresa española con 15.000 clientes. En paralelo, Cepsa anunció en febrero el lanzamiento de luz y gas para el mercado residencial.

Este dinamismo entre las petroquímicas europeas no ha tenido correlación al otro lado del Atlántico. Según fuentes del sector, las compañías americanas se han mostrado menos activas que las europeas y no han publicado su intención de obtener una posición relevante en gas y electricidad, así como en generación de bajas emisiones. Como excepción, Chevron cuenta con pequeñas inversiones en proyectos que abarcan energía eólica, solar o geotérmica, con capacidad para suministrar a 113.000 hogares en EE UU.

Pero Repsol no se va a detener tras la operación con Viesgo, sino que tiene en mente seguir acometiendo operaciones e inversiones para cumplir los parámetros de su plan estratégico. ¿Puede beneficiar eso a Cantabria? La región tiene una carta importante que jugar, como es la central hidroeléctrica de Aguayo.

El presidente autonómico, Miguel Ángel Revilla, fue el primero en poner el asunto sobre la mesa instantes después de que ambas compañías confirmaran su acuerdo. El proyecto de ampliación del complejo está en la agenda de Repsol, dijo Revilla, y confía en que el consejero delegado de la entidad, Josu Jon Imaz, pueda visitarlo en persona junto a él. No obstante, desde la corporación petrolífera han optado por la cautela y han pospuesto cualquier tipo de actuación o decisión al respecto hasta que la venta de los activos esté cerrada y autorizada por Competencia, algo que se espera para el último trimestre de año.

No obstante, el propio Antoñanzas ya ha admitido que se ha hablado de Aguayo con el presidente y que la propia Viesgo ha acelerado en los últimos tiempos los procedimientos administrativos para poder acometer la actuación, una vieja aspiración impulsada por E.ON, antigua propietaria del patrimonio de la actual Viesgo, y que quedó en suspenso tras la venta a Macquarie y Wren House en un contexto de crisis económica y la consiguiente reducción de la demanda energética.

Ahora, sostuvo el máximo responsable de la eléctrica, ese proyecto de ampliación volvería a tener interés en términos de rentabilidad con la actual coyuntura. En cifras, el plan de expansión permite optimizar el funcionamiento de la instalación sin necesidad de realizar actuaciones ni en el embalse de AIsa ni en el depósito de Mediajo. Para ello se colocarían nuevas conducciones de agua y nuevos equipos de generación, que incrementarían la potencia de la central en 1.000 megavatios, lo que permitiría que la producción anual llegara a los 2.000 givatios por hora al año. El coste de los trabajos se presupuestó en 600 millones, a acometer en una o dos fases.