Lleva las riendas financieras del primer operador independiente de energía en España –el cuarto en el segmento pymes– con el objetivo de generar dos tercios de la energía que comercializa a casi 600.000 clientes en toda Europa. Eduard Romeu pone en el punto de mira la inseguridad jurídica y fiscal: “Nos pasa factura: Lo vimos en el pasado y nos obliga a ser responsables en el futuro”. Romeu es vicepresidente del primer operador independiente en España y uno de los líderes del segmento pyme en el país, la cotizada Audax Renovables. Con él hablamos de un sector que vive un momento clave en la transición energética.

El origen de Audax

– ¿Cómo nace Audax?

Es un proyecto que empieza en 2009 liderado por José Elías en el momento en que se liberalizaba el mercado energético español y los clientes podían elegir comercializadora. Elías es una persona con una fuerza comercial tremenda y se centró mucho en aprender cómo funcionaba el mercado energético, en generar nuevos algoritmos para la compra, en construir los inputs de una factura…

Todo ello a través de una sociedad –Orus Energía– que, en 2012, tiene una gran fuerza comercial, pero no tanto operativa. En agosto de 2012, Orus compra Audax, una compañía con una gran fuerza técnica y operativa, que estaba en pérdidas. A partir de ahí empieza un crecimiento muy rápido, coincidiendo con los años de crisis económica en los que los incumbentes – las grandes operadoras– estaban ‘hedgeadas’ (cubiertas) con unos precios de cobertura altos y lógicamente la menor demanda de energía, fruto de la crisis, hizo bajar el precio energético. Por tanto nosotros, que íbamos a tipo de interés indexado al mercado OMIE, conseguíamos precios de compra un 30 % por debajo de ellas.

Replicar el modelo

No obstante, sabíamos que eso sería finito en el momento en que las grandes cambiasen su política y/o la situación económica mejorara. Con lo cual, apostamos por la internacionalización.

En 2013 entramos en Portugal, un mercado relativamente sencillo, bastante parecido a nivel energético al nuestro y, a partir de ahí, avanzamos a país por año. En el 14 entramos en Italia, en el 15 en Alemania, en el 16 en Polonia, en el 17 en Holanda y en el 18 consolidamos nuestra posición en España comprando al principal competidor que era el grupo Unieléctrica. Eso hizo que nos convirtiéramos en el primer operador independiente español y el cuarto operador a nivel de negocio de pymes en España. 2019 fue un año de consolidación y en el 20 entramos en Hungría. De momento, estamos en nueve países, incluyendo Francia donde no comercializamos pero sí generamos.

La integración

– ¿Cómo llega la integración?

Desde el principio, nuestro modelo se basaba en comprar la energía en el pool lo más barata posible para venderla lo más cara posible, buscando margen. Pero en el año 16 empezamos a constatar un descenso importante del capex de las operaciones –inversión que el negocio necesita para disponer de los activos fijos necesarios para la actividad–, con lo cual, veíamos que en un plazo determinado sería más rentable generar directamente la energía que adquirirla al pool; teniendo en cuenta la perversidad del sistema español donde la energía que fija el precio del pool es la última que entra, con lo cual, si es la más cara, todo el pool se queda grabado a ese precio.

En 2016 hicimos una opa sobre Fersa Energías Renovables, una compañía generadora (principalmente de energía eólica, aunque también fotovoltaica) y sobre este modelo hemos pivotado nuestro crecimiento, acompañando la comercialización con la generación.

– ¿Cuál es el objetivo al respecto?

Conseguir que nuestra generación, ya sea propia o mediante contratos PPA (acuerdos con terceros generadores) suponga dos tercios de la energía que comercializamos; dejando un tercio abierto al mercado (pool), por cualquier oscilación que pueda haber al alza o a la baja.

El cuarto operador de pymes en España, Portugal y Holanda

– ¿Cómo os posicionáis?

Contamos con casi 600.000 clientes pyme en toda Europa, donde somos el cuarto operador de pymes en España, Portugal y Holanda. Y el primero en Hungría. Además en Polonia, la integración vertical ha funcionado a la perfección porque allí generamos (eólica) toda la energía que comercializamos, con una cuota de mercado muy buena.

– Actualmente, ¿en qué os centráis?

Estamos desarrollando sobre todo tecnología fotovoltaica principalmente en España, Portugal e Italia, es decir la parte sur de Europa porque no hay nada más económico como que salga el sol todos los días. Eso no significa que descartemos otras tecnologías en otras áreas donde sean más pertinentes.

El impacto de los precios

– ¿Cómo os está afectando este impacto en los precios?

Por la casuística de nuestra modalidad de venta (indexado) nos sentimos como pez en el agua a precios de 40 €/ MW. Contra lo que pueda parecer, los precios altos son realmente negativos para una comercializadora. Es verdad que nosotros tenemos una exposición indexa que neutraliza esa situación, porque trasladamos al cliente ese riesgo de oscilación –como ocurre con el euríbor bancario–, pero hay un porcentaje que va a ‘fijo’ y siempre hay una parte que no está ‘hedgeada’, unas contrapartidas abiertas de un 10 %. Durante los diez primeros años en esa parte, siempre hemos empatado o ganado, pero este año nos ha ido totalmente en contra.

– Y a esto se han sumado otros problemas de tipo burocrático…

Exacto, tenemos un plan muy ambicioso de generación y contábamos con tener ya en funcionamiento parques que por problemas y trámites administrativos no hemos podido poner todavía en marcha. Recientemente hemos conectado a la red uno de 20 MW en Castilla-La Mancha que estaba desde hace cuatro meses terminado y conectado, pero que no podía evacuar a la red al faltarle un último trámite. Estamos insistiendo mucho ante la Administración porque si realmente está preocupada por el precio energético, el que evacúen más renovables es muy bueno para el sistema.

La lentitud administrativa

– ¿A cuántos MW afecta esta lentitud administrativa en parques acabados?

A unos 65 MW, teniendo en cuenta que ahora mismo tenemos en funcionamiento 140 MW, la proporción es alta. Adicionalmente tenemos otros en proceso, pendientes de ciertas aprobaciones, que sumarán otros 200 MW en el último trimestre de 2022. El gran drama para el empresario es tener el dinero ocioso debido a problemas burocráticos, por el gran impacto que genera.

Por una parte, estamos pagando ya varios meses un coste financiero por ese dinero pendiente de los desarrollos, y por otra, tener dinero en caja penaliza con comisiones bancarias. Una vez estén los proyectos en funcionamiento nos plantearemos la posibilidad de establecer algún bono verde u operación de Project Finance; pero siempre creemos que es más eficiente hacerlo cuando ya estén en marcha los parques porque así disipas cualquier riesgo de construcción que pueda advertir el financiador.

«Hemos tenido que hacer muchos ajustes para dar facilidades de pago a nuestros clientes»

– Este impacto ha llevado a cerrar el primer semestre en números rojos…

Sí, por una parte, pensábamos tener en funcionamiento ciertas plantas que no tenemos –la única ventaja de todo esto, aunque no nos guste, es que teníamos acuerdos de generación con terceros (PPA) que también se han visto afectados burocráticamente y existen unas cláusulas de penalización por incumplimiento, que están compensando parte del sobrecoste de tener que recurrir al pool.

Y por otra, habíamos previsto que el despegue del consumo sería más moderado, en línea con lo que apuntaba el Gobierno. Por tanto, el impacto lo ciframos en 8 puntos más los 10 que te comentaba por los precios abiertos: total 18 puntos que han hecho que entrásemos en números negativos por primera vez.

– ¿Cómo le estáis dando la vuelta?

Desde el mes de mayo estamos reconduciendo posiciones y es verdad que, en algunos clientes, como han hecho los incumbentes, hemos tenido que ser muy imaginativos y hacer unos acuerdos y negociaciones a medio y largo plazo para rebajar el impacto inicial y dar unas buenas condiciones de energía a futuro, que no sean gravosas para nadie. Asimismo, y gracias a la solvencia de nuestro balance hemos tenido que hacer muchos ajustes para dar facilidades de pago a nuestros clientes y ayudar a mantener las empresas.

Eduard Romeu, vicepresidente de Audax

Menor índice de rotación

– La gran mayoría son clientes pyme…

Para que te hagas una idea, nuestro perfil, especialmente en España, es la empresa que factura entre 2.500 y 3.000 €/mes en energía, es decir un restaurante, un comercio o una peluquería. Como energética integral, con el gran consumidor, hemos tenido que renegociar posiciones pues entrábamos en una situación incómoda para todos. Pero no hemos optado por resolver los acuerdos, como otras compañías del sector, aunque contractualmente contábamos con la cláusula para hacerlo.

Teníamos dos opciones: salvar nuestra posición y no entrar en pérdidas, dejando al cliente al descubierto o aguantar el tipo y no abandonarlos. Optamos por la segunda, y es que nuestro principal accionista José Elías (76 % del accionariado) tiene gran empatía con el empresariado; él es empresario y sabía perfectamente que la situación era compleja. Por tanto, no es casual que seamos la energética con menor índice de rotación del mercado, es decir con el menor número de pérdida de clientes.

– ¿Cómo es la situación ahora?

Es en este cuarto trimestre cuando hemos alcanzado una situación de estabilidad. El mejor mensaje que podemos dar al mercado es que ya no tenemos posiciones abiertas. Además de la solvencia y fortaleza de nuestro balance (el año pasado con resultados excelentes, nos blindamos) y que hemos seguido teniendo generación de recursos positiva, ebitda positivo…

Comportamiento de la acción y volumen de desarrollo

– En cambio, el comportamiento de la acción no es satisfactorio…

No estamos nada satisfechos, cualquier valor de nuestro título por debajo de 2 € no corresponde con el valor de la compañía. La clave está en poner en funcionamiento cuanto antes los parques. Tenemos un plan estratégico muy ambicioso hasta 2024 para poner en funcionamiento hasta 4,5 GW. Tenemos el know how, la experiencia y el dinero. Es decir, sabemos hacerlo, pero ahora falta que nos acompañen los plazos y los tiempos principalmente de la Administración.

– ¿Dónde tenéis el mayor volumen de desarrollo?

En Castilla-La Mancha. Tengo que decir que las conversaciones son muy fluidas con las distintas Administraciones. Pero, estamos todavía en un momento complejo en cuanto a efectivos y recursos operativos por la covid-19, y sabemos que el tema ecológico es también un punto sensible…

– ¿Cómo se concretarían esos plazos?

Estimamos unos 750 MW anuales. Este año acabaremos cerca de los 200 megavatios, pero contemplamos que el momento más álgido empezará a partir del segundo semestre de 2022 y alcanzará todo 2023 y 2024. Es decir, dos años y medio muy importantes y, aunque en estos momentos hay cierta lentitud, hemos tenido en cuenta unos márgenes adicionales para no pillarnos los dedos.

Echar la vista atrás para tomar impulso

No cabe duda de que en los últimos años las energías renovables han ido ganando terreno paulatinamente. En el año de la covid-19, más del 80 % de la nueva capacidad eléctrica agregada en el mundo fue renovable y España no se quedó al margen. En esta “revolución” ha jugado un papel fundamental el coste de las infraestructuras: «En las últimas décadas hemos pasado de 6 millones de euros por megavatio a menos de 600.000 €, si hablamos de energía fotovoltaica. Obviamente seguirá habiendo un recorrido a la baja pero no de la misma magnitud«, explica Eduard Romeu.

Desde su punto de vista, compañías como Audax han sabido adaptarse muy rápido a la tecnología sin perder agilidad: “España es un mercado muy dinámico e impulsivo y eso hace que, en situaciones críticas, seamos capaces de ser más efectivos”.

No obstante incide en que “la inseguridad tanto jurídica como fiscal nos pasa factura”. «Lo vimos en el pasado y no podemos volverlo a ver ahora, porque genera reticencias. La situación actual nos obliga a ser muy responsables en este sentido a futuro”, constata el vicepresidente de Audax.