José Luis Moya, CEO y Fundador de RIC Energy: “Queremos duplicar nuestra cartera en España dando entrada al almacenamiento y el hidrógeno”

¿Cuál ha sido la evolución de la empresa desde su fundación?

La compañía nace en 2005 bajo el nombre de ImMODO Solar para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos y, posteriormente, su construcción, operación y mantenimiento, y tenencia de activos. Cuando en septiembre de 2008 vino el recorte legislativo en España, nos dimos cuenta de que el mercado español se iba a poner muy complicado y decidimos buscar otros mercados. Primero entramos en India, convirtiéndonos en 2012 en la primera empresa española en conectar una planta fotovoltaica en este país. Hablamos de un proyecto de 15 MW y más de 30 millones de dólares que vendimos a un consorcio nacional. A continuación, entramos en EEUU y, posteriormente, en África, lugares en los que actualmente tenemos una gran presencia. En 2017, ya bajo el nombre de RIC Energy, decidimos volver a España y empezamos a desarrollar proyectos a partir de las dos subastas de fotovoltaica y eólica que hubo ese año. En estos años la empresa ha crecido en todos los aspectos. En 2020 duplicamos el volumen de facturación respecto al año anterior, superando los 17 millones de euros, y prevemos que esa cifra mantenga un fuerte crecimiento en los próximos ejercicios.

¿Cuál es la situación actual y el plan de desarrollo que tienen en España?

En España tenemos una cartera de casi 4 GW en diferentes grados de desarrollo, con la previsión de duplicar esta cifra en los próximos tres años, dando entrada a otras tecnologías como el almacenamiento y el hidrógeno verde. Esperemos que la mayoría de los proyectos sobrevivan a los hitos que ha establecido el Gobierno. Nuestro objetivo es llevar el 100% de la potencia a ready to build. Por lo que respecta al almacenamiento con baterías, hemos hecho una inversión en HESStec (Hybrid Energy Storage Solutions S.L.), una startup pionera en el desarrollo de sistemas de gestión energética y soluciones de almacenamiento híbrido, en la que también participan REE y Capital Energy. Además, también queremos hibridar los parques que tenemos con almacenamiento de baterías. Respecto al hidrógeno verde, para mí el petróleo del futuro y que supondrá una oportunidad única e histórica para España, llevamos año y medio con distintos proyectos. Uno de ellos ya tiene cara y ojos. Se llama HidRYC, está en Puertollano (Ciudad Real) y la idea es que esté operativo en 2024-2025. Son 100 MW de electrolizador, alimentado con 255 MW fotovoltaicos de parques que vamos a desarrollar en la zona y que estarán ready to build para el segundo ó tercer trimestre de 2022. Ahora mismo estamos en fase de ingeniería de detalle, pero también identificando la demanda, que será para movilidad, consumo industrial y posibilidad de inyectar en la red de gas. La idea es crear un consorcio de partners que financien o nos ayuden a financiar la planta, pero también desde el punto de vista de empresa tecnóloga. En España tenemos un par de proyectos más de hidrógeno verde, pero están algo más retrasados. Entre nuestros clientes se encuentran Lightsource bp, Sonnedix, Q Cells o Trina Solar.

¿Se han planteado operar plantas en propiedad?

De forma selectiva vamos a estar en propiedad de activos y es posible que lleguemos a los 40 MW de plantas en propiedad. En España estamos haciendo un proyecto en Guadalajara con baterías de 10 MW que nos vamos a quedar. En hidrógeno sí queremos estar como inversores, con la intención de trasladar confianza al que quiera invertir con nosotros. También queremos entrar con un 10% de participación en una gestora que va a desarrollar entre 1.000 MW y 1.500 MW.

El Miteco ha anunciado una subasta de puntos de acceso y conexión para 17.500 MW de renovables, previsiblemente para marzo ¿Se van a presentar?

Nos vamos a presentar. De hecho, queremos acudir con bastantes megavatios. Después de la moratoria, de junio a aquí creo que podremos tener permisos para unos 200-250 MW. Ahora mismo tenemos 65 MW confirmados. El gran problema de todo este asunto es de gestión por parte de los diferentes departamentos técnicos de la administración. Nosotros tenemos un 90% de los proyectos en información pública. Si de los 100.000 MW fotovoltaicos que hay concedidos, al final se caen la mitad, además de un grave perjuicio económico para las empresas, supondría una catástrofe como país.

¿Están haciendo algo en autoconsumo?

Tuvimos un equipo dedicado a este mercado durante casi un año, pero no lo vimos rentable y decidimos salirnos. Es un mercado muy competitivo y complejo. En autoconsumo industrial tenemos alguna cosa, pero estamos más bien en temas de consultoría y asesoría para clientes.

¿Están gestionando PPAs?

No hemos hecho aún, pero seguramente daremos este servicio para las plantas que estamos haciendo.

¿Cómo van los proyectos en EEUU?

En 2010 empezamos a estudiar el mercado americano y decidimos entrar en California con proyectos pequeños. Entre 2012 y 2017 llevamos a cabo unos 120 MW en esta ciudad por valor de 300 millones de dólares. Aquellos proyectos los vendimos a clientes como Mcquarie, Panasonic, AES, etc. En el año 2018 llevamos a cabo un cambio de estrategia y nos focalizamos en el desarrollo de proyectos y decidimos movernos de California a Nueva York, donde estamos actualmente, con cerca de 300 MW en distintas fases de desarrollo, de los cuales los primeros 50 MW los vendimos hace menos de un año a Goldman Sachs. Se trata de proyectos de 3, 5 y 7 MW enmarcados bajo el programa ‘Community Solar’. También en Nueva York hemos desarrollado una línea de baterías y estamos valorando el tema del hidrógeno. La idea es multiplicar por cuatro esos 300 MW que tenemos, de manera que, en los próximos tres años, lleguemos a 1.200 MW. El mercado americano esta todavía incentivado por el tema fiscal, que ahora mismo es del 26%. Con el nuevo plan de incentivos de Biden, el Investment Tax Credit (ITC) será del 35%. Si los proyectos, además, están en zonas remotas se añade un 10% adicional, y si los componentes son locales sube otro 10%, de manera que la deducción fiscal en la parte de costes podría alcanzar hasta el 55%.

¿Y en África?

En 2018, aprovechando una oficina que teníamos en Delhi, entramos en el mercado africano, donde hicimos un proyecto de 22 MW en Uganda -la planta solar de Kabulasoke, la más grande de África Oriental y Central- por valor de 20 millones de dólares que pusimos en marcha en marzo de 2019 y, actualmente, estamos trabajando en otra planta de igual potencia en Nkonge. También estamos presentes en otros países como Cabo Verde, Malawi y Kenia al resultar ganadores en diferentes licitaciones de menor tamaño por una potencia total agregada de 3,7 MWp. Nuestro objetivo en los próximos tres años es triplicar el volumen de negocio en este Continente.

¿Tienen prevista su entrada en alguna región más?

Nos hemos planteado entrar en otros mercados pero, de momento, no lo vamos a hacer. Las oportunidades que se abren en EEUU son enormes y si, actualmente, hay algún mercado en el que sin duda hay que estar es el español, y nosotros estamos en los dos. También es muy interesante el mercado africano y también estamos. Independientemente de los mercados en los que estemos, en RIC Energy ponemos al cliente en el centro y no dejamos de explorar nuevos retos. Nuestra capacidad analítica nos permite crear y ejecutar proyectos innovadores y no sacrificamos las metas a largo plazo por beneficios inmediatos. Para ello contamos con grandes profesionales que son parte implicada en todos los proyectos que acometemos. Identificamos el talento, lo atraemos y lo promocionamos dentro de la organización.