Modelización del caso base financiero en un entorno de sistema de acuerdo entre compañías privadas (PPA , power purchase agreement). El caso de la tecnología de cilindro parabólico en oriente medio y norte de áfrica
| Autor | José Ignacio Morales Plaza |
| Páginas | 256-290 |
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del sistema financiero, un consumidor menos dispuesto a pagar el coste extra
termosolar (no tan perceptible ya en eólico, que es, por su madurez tecnológica,
competitivo con los combustibles fósiles con un barril por encima de los 70 dó-
lares/barril) y un estado de la tecnología puntero, que aunque nació en Estados
Unidos, claramente se ha desarrollado mucho más recientemente en Europa.
5. MODELIZACIÓN DEL CASO BASE FINANCIERO
EN UN ENTORNO DE SISTEMA DE ACUERDO ENTRE
COMPAÑÍAS PRIVADAS (PPA,
POWER PURCHASE AGREEMENT
).
EL CASO DE LA TECNOLOGÍA DE CILINDRO PARABÓLICO
EN ORIENTE MEDIO Y NORTE DE ÁFRICA
5.1. Ventajas y desventajas del sistema de PPA puro: lecciones aprendidas
Este es sin lugar a dudas el extremo opuesto al modelo tarifario europeo, en
el sentido de que todo el peso de la remuneración de la inversión en una planta
termosolar descansa casi exclusivamente en un contrato PPA (power purchase
agreement). A través del mismo, el productor independiente de energía debe
encontrar suficiente remuneración como para hacer frente al servicio de la deuda
y remunerar acordemente a los accionistas.
Por tanto, la clave de la rentabilidad de los proyectos radica en la negocia-
ción que tiene lugar entre dos entidades privadas, de un lado el productor inde-
pendiente, y del otro la empresa eléctrica. Bien es verdad que en muchos de los
regímenes políticos de la región MENA la mayor parte si no todas las principales
compañías eléctricas son públicas o semipúblicas y, por tanto, la contraparte es
en cierto modo también «publica», aunque enmascarada detrás de una fórmula
mercantil privada.
Desde la óptica de los inversores, lo primero que se aprecia en la comparati-
va de un sistema puro de iniciativa privada como este frente a un sistema mixto
como el norteamericano o frente a un sistema tarifario como el europeo es una
pérdida de garantías. Esto es así en el sentido de que hay un único garante de la
remuneración del activo, pero cuya solvencia no está, en principio, respaldada
por ningún ente público directamente, ni total ni parcialmente. La garantía des-
cansa por tanto en la solvencia financiera de las partes a largo plazo, es por tanto
clave el riesgo de crédito de la contraparte.
A esto hay que añadir una preocupación adicional que no se había señalado
en el caso de Europa o los Estados Unidos y es el tipo de régimen político que
impera en muchos de esos países. El hecho de ser en muchos casos dictaduras
o regímenes de «falsas» democracias influye sobremanera en el sistema judicial,
lo cual quiere decir que la seguridad jurídica de la inversión es notablemente
inferior. Uno se puede imaginar que en el caso de una inversión en uno de estos
países de la región en torno a la cual haya una disputa teniendo como contraparte
del contrato PPA, pongamos por ejemplo, la compañía eléctrica pública del país,
la capacidad de influencia y la proximidad al poder judicial de esta eléctrica es
manifiesta, por lo que en principio cabe pensar que la disputa no tiene por qué
discernirse en buena lid entre las partes.
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LAS CLAVES DEL ÉXITO DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍAS RENOVABLES 257
Por tanto, arranca la inversión en esta región con dos desventajas claras a
ojos de un inversor internacional: menores garantías por descansar la remunera-
ción en alguien en cuya solvencia se debe confiar, y un sistema judicial que puede
no ser del todo objetivo a la hora de dirimir diferencias entre las partes.
Normalmente, bajo el contrato PPA típico firmado en la región, el sistema
eléctrico tampoco garantiza bajo ninguna circunstancia que el megavatio produ-
cido por el activo de renovables vaya a ser íntegramente adquirido, por lo que no
elimina el «riesgo demanda» como sí hacía el sistema tarifario europeo. Por tanto
la pérdida de garantía se acrecienta 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 nor-
mativo no garantiza la compra de la generación eléctrica del activo termosolar.
La reacción del inversor ante estos grandes inconvenientes no se hace espe-
rar: o busca el refuerzo de las garantías mediante la involucración de organis-
mos multilaterales internacionales (Banco Mundial, Banco Europeo de Inversio-
nes, etc.) o exige a la inversión una rentabilidad mayor con el fin de remunerar el
«extra» de riesgo asumido.
Adicionalmente, claro está que los financiadores también perciben más ries-
go en un sistema totalmente privado que en un mixto o tarifario por las razones
que se apuntaron anteriormente, y por ello los niveles de apalancamiento son en
términos medios, inferiores. Frente a los ratios de apalancamiento financiero del
75-80 por 100 del sistema tarifario, en el sistema mixto vamos a ratios más en el
entorno del 50 por 100. En los sistemas de PPA privados no es atípico encontrar
tramos de financiación públicos o semipúblicos con el fin de no perjudicar adi-
cionalmente el apalancamiento del proyecto. Esto evidentemente tiene un doble
efecto negativo sobre la rentabilidad del accionista al incrementar en el proyecto
las necesidades de capitales propios al inicio.
Estas razones apuntadas a modo de introducción son lo suficientemente re-
levantes como para explicar el hecho de que a pesar de tener probablemente las
condiciones meteorológicas óptimas, sea la región del mundo en la que menos han
proliferado las energías renovables, y más concretamente la energía termosolar 48.
5.2. Resultados del análisis de los planes de negocio de cilindro parabólico
en un contexto de PPAS puros
5.2.1.
El modelo financiero: cuentas de resultados, balance y estado
de flujos de caja
En el caso de los proyectos de la región MENA, la primera gran diferencia
con los europeos y en común con los norteamericanos, es que no existe por ley
48 Parece evidente también apuntar que en muchos casos, el menor PIB per cápita de esas regiones
hace que se solucionen las necesidades energéticas con soluciones más asequibles que las renovables.
También coincide que en muchas de esas zonas geográficas, la disponibilidad de combustibles fósiles a
precios realmente baratos, provoca un menor apoyo social y político de las alternativas renovables.
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ninguna limitación a la capacidad instalada, lo que es ya diferencial frente a los
proyectos españoles por ejemplo, cuya capacidad estaba limitada a los 50 MW
nominales. El proyecto óptimo técnicamente en el mercado MENA se estima,
dado el estado actual de la tecnología de cilindro parabólico, en dos veces ese
tamaño, es decir, en el entorno de los 100-125 MW y, hasta ahora, la mayor parte
de los proyectos desplegados en la zona lo son sin ningún tipo de almacenamien-
to de sales.
De cara a plantear un modelo de negocio, tomaremos como referencia esa
capacidad nominal de 100 MW sin almacenamiento. Para su ejecución, se esti-
man necesarios unos 26 meses de construcción. Se trata de una planta sin alma-
cenamiento térmico, debido fundamentalmente a que la mayor disponibilidad del
recurso solar no justifica en muchas ocasiones el extra de inversión que supone el
sistema de almacenamiento térmico considerando que los niveles de irradiación
directa en la región son un 30-35 por 100 superiores a los españoles y del orden
de un 10 por 100 superiores a las mejores zonas norteamericanas.
El proyecto termosolar más conocido lanzado recientemente en la zona MENA
es el denominado SHAMS 49 y se ajusta más o menos a estos parámetros.
La planta tiene una inversión inicial estimada de 457,9 Mn€ que se desglosan
en 409,4 Mn€ de coste del contrato EPC, gastos de desarrollo o gastos de la pro-
piedad por un montante 17,6 Mn€ (reducidos para el tamaño del proyecto pero
justificado por el hecho de que la propiedad proporcionaría la ubicación física
totalmente preparada y con los servicios disponibles desde el primer día de cons-
trucción, como es habitual en la zona). Se considera también un montante total
de 30,9 Mn€ de gastos financieros intercalarios. De igual forma, en la inversión
original no se contempla ninguna partida de circulante ya que se asume que esta
sería aportada por la propiedad.
Tal y como hemos señalado en planes de negocio anteriores, tampoco se
contempla ninguna inversión en activo adicional más allá de la inicial, ya que
todos los gastos de operación y mantenimiento son cargados anualmente contra
la cuenta de resultados.
La producción estimada media para la planta en base anual es de 241,48
GWh/año, es decir, unas 1,5 veces más elevada que el proyecto español aproxi-
madamente. Este volumen tan notable de generación eléctrica se explica especial-
mente por la mayor disponibilidad del recurso solar como hemos apuntado. Fren-
te al ratio de inversión por megavatio nominal de 7.146 Mn€/MW en el proyecto
europeo y los 6.527 Mn€/MW en el proyecto norteamericano, aquí se alcanza un
valor de 4.579 Mn€/MW al no disponer de almacenamiento térmico.
Si este ratio como ya ocurría anteriormente, se refina un poco más y se em-
plea en el denominador la producción anual de la planta, el ratio de inversión
por producción anual obtenido es de 1,90 Mn€/GWh, lo que supone un valor
intermedio entre el proyecto español con un valor de 2,24 Mn€/GWh año y el
proyecto norteamericano que mostraba un ratio de 1,73 Mn€/GWh año.
49 Shams significa «sol» en árabe.
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