Se construirán 6.500 megavatios hasta 2020

La banca ya no lo ve tan claro y comparte el nuevo pastel renovable con el capital privado

Las entidades limitan su financiación en infraestructuras de energía verde ante un apetito renovado por las plantas de eólica y fotovoltaica que sin embargo en España arrastran algunas incertidumbres

Foto: Imagen del parque eólico de Fuentes de Valdepero (Palencia). (EFE)
Imagen del parque eólico de Fuentes de Valdepero (Palencia). (EFE)

España se prepara para que en 2020 estén funcionando más de 6.500 megawatios nuevos de energía renovable, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, a expensas de conocer los adjudicatarios de al menos 3.000 MW en la subasta del próximo 26 de julio. Uno de los puntos clave para que toda esta potencia llegue en tiempo y forma, y cumplir así con los objetivos adquiridos con Bruselas, es la financiación de los proyectos. La transformación a nivel global que vive el sector energético hacia estas tecnologías menos contaminantes está generando mucho apetito por parte de los inversores. Sin embargo, en España hay una diferencia entre el 'boom' renovable que se vivió a finales de la década pasada y el momento actual: la banca ya no está dispuesta a asumir el riesgo de entonces.

"Los bancos ya no ven tan claro el panorama actual como en el pasado", señala un ejecutivo de uno de los bancos más grandes en España dedicado a estos proyectos. La principal diferencia, según explica, está en la regulación. Hasta que se decretó la moratoria renovable, en 2012, el Gobierno aseguraba unos ingresos por la producción de energía a través de renovables. Las subastas de potencia realizadas en 2016 y 2017 se han hecho con el máximo descuento a la inversión permitida, lo que en la práctica se traduce en que las plantas van a tener unos ingresos cercanos a los precios de mercado. Es decir, la nueva potencia instalada irá prácticamente sin ayudas públicas. Y es que aunque la tecnología ha mejorado de forma exponencial durante estos años, aún existen una serie de riesgos que están haciendo dar un paso atrás a los bancos.

Vista de una planta fotovoltaica. (EFE)
Vista de una planta fotovoltaica. (EFE)

"Existe liquidez bancaria suficiente para financiar estos proyectos, pero aún hay una serie de incertidumbres que nos hacen ser cautos", argumenta David Nogueras, director de financiación estructurada de Banco Sabadell. Este ejecutivo ya dijo en 2015 que la banca conviviría con nuevos actores. En esta misma línea se mostraba Javier Lamo, director ejecutivo de operaciones corporativas en Europa en BBVA: "El mercado de las renovables está más atomizado, con nuevos 'players", y añade que "seguirá habiendo oportunidades y muchas operaciones".

La banca ha pasado de financiar en el pasado más del 80% de los proyectos de renovables a limitar su participación a entre el 40 y el 60% como máximo. Ese hueco se está abriendo al capital privado, cada vez más interesado en este sector por las atractivas rentabilidades que ofrece. Blanca Perea, directora y responsable de energía en FTI Consulting, sostiene que los fondos "se están sofisticando" para dar cabida en sus carteras al ramo de las renovables. Los retornos que ofrecen las inversiones más conservadoras a día de hoy se han hundido a mínimos históricos. De ahí que el capital se fije en otras alternativas. El consejero delegado de una multinacional española de construcción y explotación de instalaciones eólicas y fotovoltaicas que trabaja en varios países asegura que grandes fondos como Blackrock o Blackstone están entrando en estos proyectos.

La banca ha pasado de financiar en el pasado más del 80% de los proyectos de renovables a limitar su participación a entre el 40 y el 60% como máximo

En este contexto de sofisticación, especialización y una creciente variedad de riesgos a tener en cuenta, han aparecido actores como Agere Energy & Infrastructure Partners, una 'boutique' de asesoramiento financiero centrada exclusivamente en este sector. Es la firma contratada por Forestalia, un 'player' desconocido hasta que dio la campanada en las dos subastas celebradas.

Sus componentes, Jaume Pujol, Carlos Milans del Bosch y Vicente Jorro, provienen de una larga trayectoria en la banca de inversión y la empresa. Concretamente, de HSBC, BBVA y Abengoa, respectivamente. Una experiencia que pretenden aplicar a la puesta en marcha de los nuevos proyectos que vienen, entre ellos el que se ha adjudicado más de 1.800 MW en poco más de un año, dejando con la boca abierta a los pesos pesados más conocidos dentro del sector eléctrico.

Pujol explica que el nuevo marco regulatorio no permite los apalancamientos bancarios del 90% que hubo en el pasado y cree que hoy en día los niveles estarán entre el 45% y el 55%. Por ello estima que se incrementará la participación de los mercados de capital privados, tanto de deuda como de 'equity' (acciones). Según señala este experto, la mayor incertidumbre a día de hoy es la volatilidad a la hora de prever ingresos. Por un lado, hay que tener en cuenta que el recurso (sol y viento) es muy volátil. No obstante, el ejecutivo de Agere Energy comenta que si se hace un buen estudio del emplazamiento, esto se puede controlar, sobre todo para el caso de la fotovoltaica, que es más predecible.

Tanto Pujol como Nogueras, de Banco Sabadell, como otro directivo de un gran banco que financia renovables, lamentan la falta de desarrollo de un mercado de futuros de la electricidad que permita reducir la incertidumbre sobre los ingresos a percibir. Para esto ya existen productos que ayudan a conseguir financiación y reducir el interés, por mitigarse los riesgos. Aunque son varios, destacan los PPA (Power Purschase Agreement, por su siglas en inglés), que no es más que un contrato a largo plazo en el que se fija un determinado precio mínimo al que se va a pagar la energía renovable que se produzca. Grandes tecnológicas como Google o Apple, con vocación de dar una imagen de conciencia con la economía verde, ya utilizan estos productos para realizar sus contratos de suministro eléctrico.

Volatilidad del mercado

Estos derivados financieros ayudarían a controlar el otro gran riesgo en España, la volatilidad del mercado. La falta de primas que se plantea en la actualidad, aunque los topes de descuento a la inversión marcan un suelo, es la mayor incertidumbre que ven los inversores. El mercado mayorista de electricidad es capaz de marcar en poco tiempo precios que varían desde los casi 100 euros el MW/h que alcanzó en alguna hora de enero de 2017 a los menos de 30 euros el MW/h en que se encontraba un año antes.

Planta solar de Google. (Reuters)
Planta solar de Google. (Reuters)

Este fenómeno se produce por el sistema marginalista de casación de oferta y demanda que hay en España conocido como 'pool'. Algo que numerosos actores del sector creen que en algún momento convendría revisar. La penetración de renovables en el 'mix' eléctrico va reduciendo el precio mayorista de la electricidad paulatinamente, lo que canibaliza su propia inversión. No obstante, desde Agere Energy sostienen que el peso de otras tecnologías, tanto su mantenimiento como su desmantelamiento, hará que los precios de la electricidad se mantengan lo suficientemente estables como para que los ingresos de las nuevas plantas de renovables produzcan la rentabilidad esperada.

Riesgo regulatorio

Cabe destacar que los suelos que garantiza el Gobierno a los adjudicatarios de energía a través de las subastas están por encima de 30 euros por MW/h mientras en otros países como México, con un recurso solar similar al de España, hay plantas dispuestas a vender por cerca de 25 euros el MW/h.

El último factor a tener en cuenta en España y que es fuente de incertidumbre es el regulatorio. A ningún inversor se le escapan los recortes retributivos aplicados a las renovables por el Gobierno en la última década. Por otro lado, la nueva regulación es revisable cada seis años, con lo que el régimen específico será modificado en 2019, antes de que las plantas entren en funcionamiento. Esto ha hecho que empresas como Acciona hayan decidido no participar en las subastas de renovables que ha habido hasta ahora. Las subastas ya celebradas se han librado entre inversores españoles, sin la concurrencia de extranjeros.

La reforma eléctrica de 2013, cuyo objetivo era frenar el elevado déficit de tarifa que acumulaba el sistema eléctrico (llegó a 30.000 millones de euros), le ha costado a España alrededor de 30 arbitrajes por demandas interpuestas por inversores extranjeros a nivel internacional, lo que le otorga el dudoso honor de ser el tercer país del mundo con más pleitos por inseguridad jurídica, solo por detrás de Argentina y Venezuela.

España es el país que más causas arbitrales arrastra en el mundo. (Fuente: Energycharter.org)
España es el país que más causas arbitrales arrastra en el mundo. (Fuente: Energycharter.org)

Apetito renovable

Pese a todo, la última subasta de renovables se cerró con una demanda que triplicó a la oferta, lo que demuestra el apetito por el sector. Ahora las financiaciones que se están otorgando para renovables que han obtenido megavatios con el máximo descuento de primas posible están pensadas para depender al mínimo de la regulación y funcionar prácticamente con normas del mercado. Si acaso, lo que buscan las subastas es asegurar ese mínimo que no desincentive la inversión.

El próximo 26 de julio se conocerán los adjudicatarios de al menos 3.000 MW más. Eso sí, los descuentos para pujar son aún más agresivos que en la anterior, lo que pone un punto más de dificultad a la financiación de las plantas.

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