El apagón castiga el valor de los activos fotovoltaicos y frena inversiones en España

Nuevo jarro de agua fría para grandes empresas inmersas en procesos de captación de inversión para sus proyectos renovables. El apagón del 28 de abril fue recibido como una fuente añadida de incertidumbre para un sector cuyas valoraciones llevan tiempo sufriendo una importante corrección. Según exponen diversas fuentes financieras y empresariales, en el mercado cunde la preocupación por el potencial freno a la penetración de renovables en el sistema y que estas puedan ser desplazadas por otras tecnologías tradicionales con mejores prestaciones desde el punto de vista de la firmeza y la seguridad de suministro.

Como desveló este medio, tanto Red Eléctrica, responsable de la operación del sistema, como la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC) advierten desde hace al menos dos años de que la elevada penetración de renovables y el estancamiento de la demanda, unidos a la disminución de energías síncronas (plantas térmicas de carbón y gas, hidroeléctricas o centrales nucleares), están provocando niveles de tensión por encima de lo admisible y se podrían registrar apagones.

Tras el fundido a negro, tanto Red Eléctrica como el Gobierno admitieron que el operador del sistema sería más cauteloso y ha aumentado con fuerza la producción con ciclos combinados de gas o nuclear, a la par que han caído las energías renovables.

Un escenario que, de consolidarse, no deja de ser un problema más para invertir en fotovoltaica, que antes del blackout en la península ibérica ya arrastraba una fuerte disminución respecto a los años posteriores a la pandemia, cuando los elevados precios de la electricidad propiciaron la entrada masiva de fondos. La cotización de un puro desarrollador como Solaria constata este efecto: la empresa de la familia Díaz Tejeiro ha caído en bolsa un 65% desde el inicio de 2024. No es el único. Acciona Energía se ha dejado casi un 60% desde mediados de 2022, momento de auge en el mercado de renovables. Su presidente, José Manuel Entrecanales, dijo públicamente que barajaba, entre otros planteamientos, excluirla de bolsa ante una evolución inferior a lo esperado.

La realidad es que las operaciones se han frenado desde finales de 2023. La subida de los tipos de interés, la restricción del crédito bancario, la volatilidad en los precios eléctricos en el mercado mayorista, el progresivo aumento de curtailments (vertidos de energía a precio cero), las dificultadas administrativas para llevar a operación los proyectos o la incertidumbre regulatoria sobre cuestiones como el almacenamiento o el calendario nuclear, han disminuido drásticamente el apetito de inversores internacionales que habían situado a España como hub inversor en energías limpias.

Grandes empresas y sus bancos de inversión asesores están atascados en sus procesos de desinversión y la llegada de fondos genera dudas, ahora acrecentadas con un apagón del que se tardarán meses en conocer las causas. En el sector tratan de ver la parte positiva y esperan que el denominado cero nacional sirva para que el Ministerio para la Transición Ecológica acelere la regulación en almacenamiento como tabla de salvación para sus inversiones.

Los ejemplos de procesos estancados son múltiples. Acciona encargó la venta de un gran porfolio de renovables a BNP Paribas en 2024; Repsol recurrió a Banco Santander para lograr un socio que le provea de fondos por el 25% de su filial de renovables; Lighsource BP, la filial de renovables del gigante británico, dio mandato también en 2023 a Greenhill para la búsqueda de socio, Galp fichó a BNP Paribas para vender su cartera fotovoltaica, pero el proceso se suspendió. Y suma y sigue.

Hay ya, además, situaciones muy complicadas. Capital Energy ha tenido que reducir drásticamente el tamaño de su plataforma y ahora ha contratado a Evercore para tratar de vender sus proyectos renovables; Soltec está tratando de salvar el concurso de acreedores, y Prodiel tuvo que pedir un balón de oxígeno a la banca para evitar el colapso.

Las dudas en el momento actual alcanzan incluso a un gigante como Iberdrola, que ha contratado a Evercore para colocar otro porfolio de 1.000 MW, aunque cuenta con un socio preferente como Norges Bank. En este contexto, de los pocos que está manteniendo el ritmo inversor es Abu Dabi, gracias a los elevados ingresos que les proporcionan su petróleo y su gas, con compras a Endesa o Brookfield.

La situación también ha cerrado el grifo de la gran banca, actor clave para el desarrollo de parques a través del modelo de project finance (en el que la deuda se repaga con los flujos de caja generados por el proyecto mismo). La absorción de Bankia por CaixaBank ya provocó una disminución de crédito. Ahora se espera que si Sabadell, el banco más activo en renovables, es absorbido por BBVA, haya menos deuda. El temor no es infundado. El banco presidido por Josep Oliu ya decidió titulizar el 10% una cartera de crédito en energías renovables de 1.100 millones de euros. Una maniobra que el mercado entendió como una forma de aligerar la exposición y el riesgo acumulado en el sector.

Con la banca comercial fuera de juego, la sequía inversora ha traído a financiadores no convencionales, que tratan de hacer negocio prestando a precios más altos que el de los bancos. Así, el fondo Incus, Qualitas Equity o Everwood Capital, en alianza con Beka Finance, levantan capital para dar deuda a promotores renovables. Ya hay actores alternativos como la israelí Ben Oldman que participan de este mercado. La financiadora dio crédito a Audax.

La mayoría de los jugadores del sector se han vuelto mucho más selectivos y están optando por diversificar sus proyectos solares, como hibridación, almacenamiento o yendo a otros vectores como el biometano o el hidrógeno verde. Además de acelerar el almacenamiento, muchos expertos piden esfuerzos para aumentar la demanda eléctrica, que lleva dos décadas estancada.