Energías renovables, ¿una oportunidad de inversión a largo plazo?
  1. Economía
FORO EL CONFIDENCIAL Y AXESOR

Energías renovables, ¿una oportunidad de inversión a largo plazo?

Estamos viviendo una transición energética donde nuevos actores buscan oportunidades de financiación en el negocio eléctrico. ¿Qué perspectivas de futuro tiene el sector?

El sector energético vive una profunda transformación —por el cambio climático— que exige el uso de más energías renovables en detrimento de las fósiles. Una transformación que acompaña en costes, porque los avances tecnológicos están abaratando la generación de energía verde. En Europa, los objetivos de los acuerdos de París obligan a realizar ingentes inversiones en renovables que la propia Comisión Europea ha cifrado en 180.000 millones de euros al año.

De este modo, al calor de esta transición energética, están irrumpiendo con fuerza nuevos actores para llevarse una parte de la financiación energética en un mercado tradicionalmente copado por la banca. Ahora, empresas, 'utilities' (eléctricas), bancos e inversores institucionales buscan oportunidades de financiación en el negocio eléctrico a través de los 'green bonds' (bono corporativo) y el Project Finance Bond (instrumento para financiar grandes infraestructuras).

Para abordar las perspectivas y oportunidades de inversión, El Confidencial ha organizado un foro, bajo el patrocinio de Axesor, en el que han participado Daniel Parejo del Río, director de Inversiones de Q-Energy; Gonzalo García-Fuertes, socio de Garrigues; Alejandro González de Aguilar, socio de Financial Advisory de Deloitte; Javier Barrenechea, director de Debt Solutions de Ahorro Corporación; Álvaro Canosa Castillo, director de Renta Fija-Mercado de Capitales de Bankia; Vicente Rodríguez Fortúnez, socio de Financiación Estructurada de Beka Finance, y Adolfo Estévez, 'managing director' de Axesor Rating.

placeholder Alejandro González de Aguilar y Daniel Parejo del Río.
Alejandro González de Aguilar y Daniel Parejo del Río.

Se trata de un mercado “maduro” pero en “plena evolución”, en palabras de Deloitte, no exento de riesgos. “Hay muchas partes que no son del todo predecibles”, señala Axesor Rating, citando la evolución del precio de 'pool' (mercado mayorista de la electricidad). “Aunque hay unos 'floors' sobre los que el Gobierno garantiza que si baja de ese precio se mantiene el mínimo, es difícil predecir cuál va a ser el precio medio”, afirma su 'managing director'. En este contexto se han de desarrollar los PPA ('power purchase agreement'), esto es, contratos de compra de energía a largo plazo a un precio preestablecido entre un productor y un consumidor que, “aunque no tengan un precio tan alto, permiten modelizar con mayor certidumbre este tipo de flujos”, continúa Estévez.

“Es una inversión segura porque tienes el marco de retribución fijado. Al saber cuál es una banda razonable en la que se puede mover el precio de venta de tu electricidad y tu retribución a la inversión en la operación, al inversor le da un confort adicional que si fuera mercado puro”, apostilla Beka, cuyo socio, Rodríguez Fortúnez, está convencido de que habrá inversores que “aceptarán el riesgo 'merchant' [riego asociado al 'pool' eléctrico]".

Es clave la defensa del "principio de confianza legítima", ya que, sin ello, "los inversores se irán a otro país" (Garrigues)

En este escenario, “hay cabida para la entrada de grandes inversores con valoraciones de compra positivas por menores tasas esperadas de retorno”, apunta Bankia. En opinión de su director de Renta Fija, los 'drivers' son grandes inversores de portfolios agrupados y grandes 'utilities' “con menor coste de pasivo, por financiarse con deuda corporativa con mejor 'rating' de BBB a A-, y menor duración”.

Precisamente, Beka alude a esa capacidad de apalancamiento de las eléctricas, que les permite financiarse a unos costes inferiores que un inversor financiero, como su ventaja competitiva.

Estabilidad regulatoria

En los últimos dos años, el Gobierno ha subastado más de 8.000 megavatios en energías renovables para cumplir con los acuerdos de París, aún por financiar y cuya rentabilidad es difícil de cuantificar. “El mercado de crédito abre una nueva etapa en cómo se han de financiar estos proyectos y habrá que ver cómo evoluciona en los próximos meses para comprobar las expectativas de financiación”, comenta Deloitte.

placeholder Javier Barrenechea.
Javier Barrenechea.

En la mente del sector está el sorpresivo cambio regulatorio del entonces ministro José Manuel Soria, que supuso el recorte de las primas a las renovables con carácter retroactivo, provocando un aluvión de arbitrajes que el Ejecutivo está perdiendo. No obstante, ante la actual coyuntura, los inversores creen que este “dramático” escenario no se va a volver a repetir. “Muchos de los proyectos que se van a financiar ahora van a precio de mercado, sin ningún tipo de prima, con lo cual los proyectos están compitiendo con el resto de parque de generación sin ninguna desventaja competitiva. No se les puede dañar como se podía hacer anteriormente rebajando las subvenciones”, aclara Ahorro Corporación. El actual marco es “mucho más estable” y los inversores extranjeros “están viniendo en masa, con lo que opinan que el marco regulatorio actual es seguro, que puede haber pocas variaciones y no significativamente negativas”.

Si bien en 2020 hay una revisión en la retribución y “los inversores están a la expectativa”, señala Q-Energy, el mercado “descuenta” que el regulador actuará en un “sentido conocido” y, por tanto, no habrá sorpresas. Axesor confía en que el Gobierno sea “cauto”. En este sentido, es clave la defensa del “principio de confianza legítima”, ya que, sin ello, “los inversores se irán a otro país”, apunta Garrigues.

"Es una inversión segura porque tienes el marco de retribución fijado" (Beka)

Con todo, el atractivo de España es alto, ya que hay “un flujo constante de entrada de dinero”, reconoce Deloitte. “El apetito es tremendo”, corrobora Ahorro Corporación, por una cuestión de riesgo crediticio, “porque les ofrece inversiones a largo plazo, fuera de la deuda pública española o europea, y es un activo que históricamente ha tenido tasas de 'default' (impago) muy bajas”.

Project Finance Bond

El vehículo apropiado para este tipo de proyectos es el Project Finance Bond, donde el inversor “busca largos plazos y predecibilidad, lo que le permite obtener TIR [tasa interna de retorno] mayores”, afirma Beka. “Es verdad que estamos en un entorno de rentabilidad baja”, comenta el socio de Financiación Estructura, pero “la ventaja de invertir en renovables es que ofrece un 'pick up' [tasa de interés adicional que recibe un inversionista al vender un bono de menor rendimiento a cambio de otro de mayor rendimiento] frente al riesgo soberano, que es el que tenemos como tipo de referencia, y al inversor institucional le permite obtener una mayor rentabilidad en sus carteras con un riesgo acotado”.

“Las operaciones que solemos ver de Project Bond son colocaciones privadas, no es una colocación en mercado abierto como pueden ser operaciones de renta fija o salidas a bolsa, sino dos o tres inversores especializados que se interesan en un proyecto concreto”, explica García-Fuertes.

placeholder Adolfo Estévez, Alberto Artero y Álvaro Canosa Castillo.
Adolfo Estévez, Alberto Artero y Álvaro Canosa Castillo.

En opinión de Pareja del Río, de Q-Energy, los inversores institucionales están migrando del bono corporativo a bonos de proyecto, “porque ofrecen primas de rentabilidad significativas con respecto al tipo de activo subyacente comparable, que podría ser, por ejemplo, un bono corporativo de una empresa con un 'rating' triple B o un bono español del Estado con triple B+ versus un Project Bond, que eventualmente te pude pagar primas de 150-200 puntos básicos para un riesgo subyacente similar”. “Poniendo todo en la coctelera”, añade Barrenechea, “riesgo crediticio y rentabilidad, las energías renovables salen ligeramente ganadoras”, teniendo en cuenta el entorno de tipos bajos.

“En los Project Bond, lo eficiente es transferir riesgos a la contrapartida más barata”, explica el director de Renta Fija de Bankia. Canosa afirma que, en la fase de construcción, el banco es quien “ha tenido más capacidad para entender y asumir este riesgo [plazo, volumen, contratista, etc.], por ser habitual en él”, y no el inversor institucional. La separación entre 'greenfield' o fase de desarrollo y 'brownfield', o fase madura, “tiene lógica económica”, continúa, ya que “busca contrapartidas y una ratio riesgo/precio diferente, con financiadores puente”. De este modo, en la fase 'green', el banco tiene “mayor tolerancia al riesgo y retorno”, y en la fase 'brown', el inversor “tiene vocación de financiar casi toda la vida operativa a muy largo plazo, con menor riesgo y, por tanto, a un retorno razonablemente inferior”.

Y en este mercado en evolución habrá más consolidación, augura Bankia, según cómo evolucionen y maduren los proyectos, se reduzcan sus riesgos, sean estables sus flujos de caja y mejoren las valoraciones. Una concentración, donde las 'utilities' serán las dominantes, concluye Q-Energy.

Eventos EC Inversores Cambio climático