Modelización del caso base financiero en un entorno de sistema de de contratos privados (PPA ) complementados con incentivos fiscales y obligaciones normativas. El caso de la tecnología de cilindro parabólico en Estados Unidos

AutorJosé Ignacio Morales Plaza
Páginas218-256
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Y por último, parece evidente que el poder disfrutar de un «marco regulato-
rio y legal» estable y previsible es ciertamente un factor de atracción evidente.
No sólo se trata de poder disfrutar de una tarifa alta que produzca altos retornos,
sino que el sistema de tarifas reúne otras muchas ventajas.
En primer lugar, las tarifas tienen un garante extraordinario, el «Reino de
España», y como consecuencia, la tarifa en sí tiene un nivel de garantía última
similar al de otros instrumentos de deuda pública (que disfrutan de un rating
internacional bien conocido por la comunidad inversora).
En segundo lugar, un marco normativo como el de tarifas no solo elimina
el riesgo «precio», sino también el riesgo de la demanda. Se garantiza por Ley
o Real Decreto que toda la producción generada va a ser vendida y obligatoria-
mente comprada por el sistema 30. Y esa garantía permanece en el tiempo por un
número de años igual al número de años de garantía de tarifa.
En tercer lugar, ese marco normativo suele estar acompañado también de una
clarificación y simplificación de los requisitos administrativos para la ejecución
del proyecto. Dado el gran número de gestiones con diferentes órganos adminis-
trativos que este tipo de promociones lleva consigo, es un tema ciertamente muy
relevante (medioambientales, licencias de obra, permisos de aguas, etc.).
En contra de lo que muchos autores apuntan, no solo es el sistema de tarifas
en su condición de alta remuneración y seguridad lo que explica el éxito de la
inversión en energías renovables en España, sino que hay un conjunto de factores
de enorme relevancia que de forma conjunta explicarían el éxito de las inversio-
nes en energías renovables en España, y más concretamente, el fenómeno de la
inversión termosolar en suelo español. Por ello, no parece razonable individua-
lizar el éxito en una sola clave explicativa, sino entender la atracción del capital
privado hacia esta industria como un esfuerzo colectivo, en el que se alinean los
intereses del sector público, el sistema bancario y financiero, la disponibilidad de
infraestructuras, de una industria básica y, por supuesto, de un contexto socio-
económico en el que encaja el discurso de las energías renovables.
4. MODELIZACIÓN DEL CASO BASE FINANCIERO
EN UN ENTORNO DE SISTEMA DE CONTRATOS PRIVADOS (PPA)
COMPLEMENTADOS CON INCENTIVOS FISCALES
Y OBLIGACIONES NORMATIVAS. EL CASO DE LA TECNOLOGÍA
DE CILINDRO PARABÓLICO EN ESTADOS UNIDOS
4.1. Ventajas y desventajas del sistema de PPA más incentivos fiscales:
lecciones aprendidas
La rentabilidad de los proyectos termosolares tiene en el mercado norteame-
ricano una doble fuente de rentabilidad:
30 Esta afirmación tan taxativa tiene algunas excepciones, como por ejemplo en el caso de que por
razones técnicas de gestionabilidad, se impida que el activo de renovables exporte electricidad a la red.
Se han producido a lo largo de 2009 varios casos en los que se ha limitado la exportación de energía
para algunos activos eólicos en España.
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LAS CLAVES DEL ÉXITO DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍAS RENOVABLES 219
Iniciativa privada. Que se manifiesta a través de la firma de contratos de
power purchase agreements (PPA) entre dos compañías privadas, a tra-
vés de los cuales una empresa eléctrica compra un determinado volumen
de producción a un determinado precio por megavatio generado a un
productor independiente de energía [lo que en inglés se denominan un
independent power producer (IPP)].
Apoyo público. Que se manifiesta a través de los incentivos, principal-
mente fiscales, que las autoridades públicas otorgan a los proyectos, bien
sea en la forma de créditos fiscales 31 (investment tax credits, production
tax credits), bien sea en la forma de ayudas financieras (fondos de moneti-
zación de créditos fiscales, líneas de financiación del DOE, etc.) o bien en
la forma de ayudas contables y/o fiscales (libertad de amortización).
Estos son en resumidas cuentas los cauces a través de los cuales se remunera
la inversión. A eso hay que añadir el resto de factores que determinan el éxito de
la inversión: financiación, previsibilidad de los flujos de caja, etcétera.
Por tanto se trata de determinar cómo ante esta doble fuente de retorno,
reaccionan el resto de agentes intervinientes en el éxito de la inversión en pro-
yectos termosolares.
De nuevo los pasos serían los mismos tres: determinar el plan de negocio, ver
si las conclusiones de éste en términos de rentabilidad resultan suficientemente
atractivas para los inversores y en último lugar, si bajo esas condiciones, la «fi-
nanciabilidad» del proyecto está suficientemente garantizada.
Desde la óptica de los inversores, lo primero que se aprecia en la comparativa
de un sistema mixto como el norteamericano contra el sistema tarifario europeo
es una pérdida de garantías. Esto es así en el sentido de que ya no hay un único
garante en el cobro de la remuneración del activo, sino que parte del respaldo
público se ve sustituido por la garantía y confianza en una empresa privada, la de
la empresa eléctrica que firma el PPA.
Los proyectos termosolares bajo la regulación de la mayor parte de los «es-
tados solares» norteamericanos tienen derecho a los créditos fiscales en la forma
de los investment tax credits (ITC). Es decir, de media aproximadamente un 30
por 100 de la inversión es un crédito fiscal que se genera en el momento en el que
se haga la inversión. Para transformar ese crédito fiscal deben darse una serie de
condiciones:
No todas las inversiones que forman parte de un EPC son elegibles a
efectos de la generación de ITC, si bien es cierto, de media entre un 95
y un 99 por 100 de los capítulos de coste del EPC son elegibles a efectos
del ITC.
Ese ITC es transferible a un tercero y por tanto, «monetizable» en su ven-
ta. Es decir, si lo necesita, el accionista de un proyecto termosolar, el día
uno de operación de la planta, con toda la inversión ya realizada, podría
31 Se puede obtener más detalle del complejo entramado de créditos fiscales generados en los pro-
yectos norteamericanos en el documento BNP PARIBAS, Renewable Energy Financing with Tax Equity
Partnerships, BNP Paribas Research & Capstar Partners, octubre 2007, New York.
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en principio vender el crédito fiscal a un tercero. Pero esa venta no se hace
al valor nominal del crédito fiscal, sino que hay que aplicar un descuento
cuya cuantía varía en función del momento de mercado (al igual que va-
rían en España los tipos de descuento del papel comercial).
Adicionalmente, para que ese ITC sea «monetizable» necesitas un com-
prador del mismo. Por obvio que parezca la conclusión, no lo es tanto si
tenemos en cuenta que durante el 2008 y 2009 muchas de las compañías
norteamericanas entraron en pérdidas, lo que quiere decir que no nece-
sitan a corto plazo créditos fiscales porque i) generaron con sus pérdidas
sus propios créditos fiscales y ii) no necesitan comprar a corto plazo ITCs
adicionales por la incertidumbre de cuándo volverán a generar beneficios
para compensarlos con los créditos fiscales.
Asumiendo que el ITC tuviera comprador y que éste aplicara una tasa de
descuento del orden del 5 por 100 (que es el equivalente a un EURIBOR + 200
pb aproximadamente), eso querría decir que el apoyo público es el responsable
de la remuneración del activo en un 25 por 100 aproximadamente. El 75 por 100
restante de la inversión deberá ser financiado por accionistas y entidades finan-
cieras, y remunerado una vez descontado el ITC, por el contrato de PPA, y por
tanto remunerado por otra empresa privada.
Señalábamos en líneas anteriores que se «perdían garantías» precisamente
por este hecho, porque la mayor parte de la remuneración de tu activo termo-
solar, proviene de la remuneración que se pacte entre dos empresas privadas: el
productor independiente de la energía (IPP), es decir, el propietario del activo
termosolar, y la empresa eléctrica que adquiere a un precio pactado los megava-
tios generados.
La pérdida de garantía consiste en que debe confiar el promotor de la inver-
sión en termosolar en que la contraparte, la empresa eléctrica va a gozar de la
suficiente salud financiera durante el plazo necesario (generalmente por encima
de los 15 años) como para pagar por el megavatio generado.
El sistema eléctrico bajo el sistema mixto norteamericano tampoco garantiza
bajo ninguna circunstancia que el megavatio producido por el activo de reno-
vables vaya a ser adquirido, por lo que no elimina el «riesgo demanda» como sí
hacía el sistema tarifario europeo.
Por tanto la pérdida de garantía es doble, en el sentido de que debo confiar
en la salud financiera de un tercero (la empresa eléctrica) —que suele ser siempre
inferior a la salud financiera de un Estado en países desarrollados— y además,
el marco normativo no garantiza la compra de la generación eléctrica del activo
termosolar.
Dados estos condicionantes, el resto de factores de éxito se van a ver muy
afectados. En primer lugar, como demostraremos en el epígrafe a continuación,
la rentabilidad de los planes de negocio es menor (la eléctrica norteamericana
que compra el megavatio es otra corporación privada que trata de maximizar sus
beneficios, sin priorizar otros activos intangibles como puede ser el desarrollo
sostenible), los riesgos son mayores (ya no sólo preocupa la solvencia del país
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