Manuel Cortés (Álvarez & Marsal): "El capital no se está marchando del sector energético español"

El mercado energético español atraviesa un cambio de ciclo inversor. Después de varios años en los que el principal atractivo residía en desarrollar proyectos renovables, conseguir permisos y acumular megavatios, los inversores han comenzado a priorizar la rentabilidad efectiva de los activos y su capacidad para generar flujos de caja estables. Un cambio de prioridades que está modificando tanto las operaciones corporativas como los segmentos que concentran el interés del capital.

Así lo explica Manuel Cortés, Managing Director de Álvarez & Marsal y responsable de la práctica de valoraciones y modelización de negocio de la firma en España, que constata una caída del 38% de las operaciones corporativas en el mercado energético español durante el último año, frente al descenso del 25% registrado en el conjunto de Europa. Sin embargo, esta reducción de las transacciones no responde, a su juicio, a una retirada de los inversores, sino a una transformación de sus estrategias y de las operaciones que se están llevando a cabo.

"No veo que vaya a caer el capital que ha estado entrando en los últimos años. Creo que lo que va a ocurrir es que se va a transformar", sostiene Cortés en una entrevista con El Periódico de la Energía.

El experto considera que España sigue siendo un mercado atractivo para invertir en energía, aunque su mayor grado de madurez respecto a otros países europeos ha hecho aflorar nuevas necesidades. La elevada penetración renovable, los problemas de congestión de las redes, las limitaciones de acceso y conexión y la necesidad de incorporar flexibilidad al sistema están desplazando el foco hacia otros segmentos. El almacenamiento, la hibridación y las infraestructuras eléctricas se perfilan como algunos de los ámbitos con mayor potencial para atraer nuevas inversiones.

"Ya no estamos en un momento en el que la cuestión sea desarrollar más proyectos, conseguir más permisos o acumular capacidad. Ahora lo importante es ver qué proyectos llegan realmente a operación, qué capital necesitan y, sobre todo, cuándo empiezan a generar caja", explica.

Esta transformación también está cambiando la manera de valorar los activos renovables. Durante años, el mercado utilizó el precio por megavatio como una de las principales referencias para determinar el valor de las instalaciones, tanto en desarrollo como en construcción u operación. Sin embargo, la creciente diferencia entre proyectos aparentemente similares ha restado utilidad a este criterio como referencia homogénea.

"El megavatio ha dejado de ser una unidad de valor. Dos proyectos con la misma tecnología y la misma potencia pueden tener valores completamente distintos dependiendo de dónde estén conectados, qué vertidos puedan esperar, qué estructura contractual o qué PPA tengan y si pueden incorporar almacenamiento", señala.

Por ello, Cortés advierte de que utilizar múltiplos homogéneos para valorar activos puede conducir a decisiones equivocadas. La ubicación, la calidad del acceso a la red, los permisos, la posibilidad de firmar contratos de compraventa de energía y la previsibilidad de los ingresos son factores cada vez más determinantes. "Esto va de generación de caja y de qué visibilidad tengas de generarla", resume.

La situación está provocando una revisión de las valoraciones dentro del mercado renovable. Un megavatio solar respaldado por un buen PPA o con posibilidades de agruparse con otros activos puede tener un atractivo muy superior al de una instalación situada en una zona con elevados vertidos previstos y dificultades de conexión. Por ello, el experto considera que las diferencias de valoración entre proyectos de una misma tecnología serán cada vez mayores.

Menos compraventas y más operaciones para reducir riesgos

La caída de las operaciones corporativas es uno de los indicadores que mejor refleja este cambio de ciclo. Según los datos analizados por Álvarez & Marsal, las transacciones energéticas en España se redujeron un 38% durante el último año, frente al 25% de descenso registrado en Europa. No obstante, Cortés insiste en que estas cifras no deben interpretarse como una pérdida generalizada de interés por el mercado español.

A su juicio, el sector ha dejado atrás una etapa en la que las operaciones de compra y venta de grandes carteras eran habituales y los mismos activos podían cambiar de manos en diferentes momentos de su desarrollo. Ahora, los promotores prefieren, en muchos casos, completar determinadas fases de los proyectos, refinanciarse, incorporar socios o reducir su exposición a determinados riesgos antes de desprenderse de sus instalaciones.

"Antes igual la alternativa era comprar o vender y encontrábamos muchos portfolios que cambiaban de mano. Ahora hay muchas más decisiones intermedias: mantener, refinanciar, hibridar o encontrar un socio", explica.

Esta nueva dinámica está modificando también el perfil de las operaciones de fusiones y adquisiciones. Los inversores siguen mostrando interés por activos con una elevada visibilidad de sus flujos de caja, mientras que existe una mayor discrepancia entre compradores y vendedores en aquellos proyectos que todavía presentan incertidumbres sobre su desarrollo o sus ingresos futuros.

"La compra y venta pura de activos es lo que ha caído mucho. Ahora estamos viendo más refinanciaciones, incorporación de socios y operaciones destinadas a eliminar riesgos antes de vender", apunta.

De cara a las próximas grandes transacciones, Cortés espera que continúen las entradas de socios en grandes carteras mediante la adquisición de participaciones y las ventas de activos que ya estén en operación o hayan alcanzado una fase de desarrollo muy avanzada. También prevé algunas operaciones de carácter distressed en proyectos más incipientes, aunque no cree que vayan a determinar el volumen principal del mercado.

El almacenamiento y la hibridación ganan protagonismo

La necesidad de aprovechar mejor la generación renovable existente está situando al almacenamiento entre los segmentos con mayor potencial de inversión. La elevada concentración de producción fotovoltaica en determinadas horas del día y las diferencias de precios entre los periodos de mayor y menor generación han impulsado el interés por las baterías y por la hibridación de instalaciones solares y eólicas.

Sin embargo, Cortés advierte de que no todos los proyectos de almacenamiento tendrán las mismas oportunidades de rentabilidad. Su atractivo dependerá de la ubicación, el nodo de conexión, el momento en el que entren en funcionamiento y la capacidad de generar ingresos en un mercado en el que previsiblemente aumentará la competencia.

"Hibridar por hibridar no tiene sentido. Tiene sentido en la medida en la que apoye realmente la operativa y la generación de caja", afirma.

El Managing Director de Álvarez & Marsal identifica uno de los principales riesgos en las expectativas de ingresos que están utilizando algunos promotores para valorar sus proyectos. El modelo de negocio de las baterías se basa, en buena medida, en comprar electricidad en los momentos de precios más bajos y venderla cuando estos son más elevados. Sin embargo, a medida que aumente la capacidad de almacenamiento instalada, los diferenciales horarios tenderán a reducirse.

"El error que se está cometiendo en la valoración de las baterías es que los diferenciales actuales no pueden extrapolarse indefinidamente. Cuantas más baterías entren, esos spreads van a caer", advierte.

Por ello, considera que los primeros proyectos que consigan entrar en operación podrían disfrutar de mejores condiciones que aquellos que se incorporen más adelante, cuando exista una mayor competencia por las mismas oportunidades de ingresos.

"El time to revenue es bastante más importante que el tamaño del pipeline", resume. En otras palabras, la rapidez con la que una instalación pueda empezar a generar ingresos será un elemento decisivo para determinar su rentabilidad.

La hibridación de instalaciones renovables con baterías puede ofrecer una alternativa especialmente interesante, ya que permite aprovechar una conexión existente y mejorar el perfil de captura de las plantas. No obstante, el resultado económico dependerá de que el almacenamiento se instale en el nodo adecuado y entre en funcionamiento en el momento oportuno.

Junto a las baterías, las centrales hidroeléctricas de bombeo están recuperando protagonismo después de años con escasa actividad inversora. Cortés considera que estas instalaciones pueden responder a las nuevas necesidades de flexibilidad y respaldo del sistema, aunque recuerda que requieren una elevada intensidad de capital y una complejidad constructiva muy superior a la de otras tecnologías renovables.

Las redes eléctricas, un recurso económico cada vez más escaso

La disponibilidad de acceso a la red eléctrica se ha consolidado como uno de los principales factores que condicionan las decisiones de inversión. Para Cortés, las infraestructuras eléctricas han dejado de ser únicamente un elemento de soporte para convertirse en un recurso económico escaso, capaz de determinar el valor de un proyecto y sus posibilidades de desarrollo.

"Dos activos exactamente iguales desde el punto de vista técnico tienen valores completamente distintos dependiendo del modo en el que estén conectados", apunta.

Esta situación obliga a coordinar el desarrollo de nueva generación con la planificación y las inversiones en las redes de transporte y distribución. El acceso eléctrico ya resulta tan importante como la propia tecnología del proyecto, una circunstancia que también está modificando la estrategia de los promotores y de los potenciales compradores.

"Ya no basta con construir más generación. Hay que construirla coordinadamente con cuál es el estado de las redes y cuáles son las inversiones que se van a realizar", señala.

La cuestión adquiere todavía mayor relevancia ante el crecimiento de la demanda eléctrica y la llegada de grandes consumidores, especialmente los centros de datos. Cortés considera que España tiene oportunidades para atraer este tipo de instalaciones, pero advierte de que la clave será determinar cuánta potencia puede conectarse, dónde y en qué plazos.

"El recurso escaso en el caso de los centros de datos es la red. La pregunta absolutamente relevante es cuánto puede conectar, en dónde y en qué plazo", explica.

La aparición de estos grandes consumidores también puede modificar la valoración de los activos de generación. Hasta ahora, buena parte del mercado había analizado las instalaciones renovables de manera aislada, pero la localización de la demanda está adquiriendo una importancia creciente. Un nodo que permita conectar un centro de datos y nueva generación renovable puede incrementar considerablemente el valor de los activos situados en esa zona.

El experto reconoce, no obstante, que existe preocupación entre los operadores de centros de datos por el marco regulatorio que se está planteando en España. Considera que la incertidumbre puede dificultar que algunos proyectos lleguen a materializarse y que el capital termine buscando otros mercados si no encuentra suficiente visibilidad sobre los plazos y las condiciones de conexión.

"Hay muchísimo papel dando vueltas con proyectos, pero existe un cuello de botella enorme que es la conexión. Mientras eso no se resuelva, va a ser muy difícil llevarlos a término", advierte.

El apagón abre nuevas oportunidades para invertir en flexibilidad

La seguridad del suministro también ha adquirido mayor relevancia tras el apagón que afectó al sistema eléctrico español. Sin embargo, Cortés asegura que no está detectando entre los inversores con los que trabaja un temor generalizado a que se produzcan interrupciones recurrentes del suministro.

A su juicio, la operación reforzada con la que está funcionando el sistema constituye una solución para mantener la seguridad mientras se acometen las inversiones necesarias, aunque reconoce que supone un coste elevado.

Más que provocar una pérdida de atractivo inversor, el episodio ha puesto de manifiesto la necesidad de reforzar las infraestructuras y desarrollar nuevos servicios que permitan mejorar la flexibilidad de la red.

"Más que disminuir el interés, el apagón abre un ángulo para que aparezca inversión que permita mejorar o solucionar parte de ese problema", sostiene.

En este sentido, identifica las baterías, las centrales de bombeo y las inversiones específicas en determinados puntos de la red como algunas de las oportunidades que pueden beneficiarse de las nuevas necesidades del sistema eléctrico.

El biometano despierta más interés inversor que el hidrógeno

En el ámbito de los gases renovables, el biometano se encuentra en una posición más avanzada para atraer inversiones que el hidrógeno renovable, aunque ambos mercados todavía tienen recorrido antes de alcanzar un grado de madurez suficiente para movilizar capital privado a gran escala.

"Hemos encontrado más interés en biometano que en hidrógeno", afirma Cortés, que sitúa el mercado español del primero en una fase todavía inicial en comparación con países como Alemania o Francia.

En estos momentos, los inversores están centrados en crear plataformas de desarrollo, asegurar el suministro de materias primas y resolver las dificultades administrativas y regulatorias que afectan a las nuevas instalaciones. Precisamente, el experto identifica los permisos como uno de los principales cuellos de botella para el crecimiento del sector.

La participación de distintas administraciones y las dificultades de los ayuntamientos para tramitar los proyectos están añadiendo incertidumbre. A ello se suma el rechazo social que pueden generar algunas plantas en los municipios rurales, debido, entre otros factores, al incremento del tráfico de camiones y a las molestias asociadas a su actividad.

"Creo que debería existir alguna forma de que las distintas administraciones, autonómica y nacional, puedan coordinarse para que estos proyectos no dependan exclusivamente de que la administración local dé un permiso o no", plantea.

El suministro de materias primas y la disponibilidad de personal especializado también representan retos para el desarrollo de estas instalaciones, cuya operativa requiere una mayor complejidad que la de otras tecnologías renovables.

El hidrógeno renovable, por su parte, se encuentra todavía en una etapa más preliminar. Aunque España cuenta con una cartera interesante de proyectos y respaldo gubernamental, Cortés considera que todavía existe una distancia considerable entre los anuncios de inversión y las instalaciones que realmente alcanzarán la fase de operación.

La principal dificultad reside en garantizar una demanda estable. Para que estos proyectos resulten financiables, necesitan contar con consumidores dispuestos a contratar el producto durante periodos prolongados.

"A día de hoy está lejos de ser financiable si no tiene un consumidor dispuesto a contratar el producto durante bastante tiempo", explica. De hecho, asegura que Álvarez & Marsal todavía observa muy pocas operaciones relacionadas con el hidrógeno en comparación con otros segmentos del sector.

Los fondos buscan activos con menos riesgo y mayor visibilidad de ingresos

El cambio de ciclo también está modificando el papel de los fondos de inversión y de los grandes inversores institucionales. Cortés considera que el capital sigue presente en el mercado energético, pero que cada tipología de inversor está buscando activos en diferentes fases de desarrollo.

"Cada estadio de desarrollo de los proyectos tiene un inversor distinto. El capital sigue ahí, pero todo se ha vuelto mucho más especialista y específico", explica.

Los grandes fondos de pensiones y de infraestructuras muestran actualmente mayor interés por instalaciones en operación, con flujos de caja más predecibles y menor exposición al riesgo de desarrollo. En algunos casos, buscan entrar mediante participaciones minoritarias, sin necesidad de asumir el control de los activos.

Los fondos de infraestructuras pueden encontrar oportunidades en proyectos próximos a su puesta en funcionamiento o que ya se encuentran en construcción, mientras que las primeras fases de desarrollo suelen atraer a inversores dispuestos a asumir un mayor riesgo a cambio de una rentabilidad potencialmente superior.

La flexibilidad y la conexión marcarán las inversiones hasta 2030

De cara a 2027 y al horizonte de 2030, Cortés identifica tres grandes ámbitos que determinarán la evolución del mercado energético español: la mejora de la flexibilidad de las redes, la hibridación de los activos renovables y el desarrollo de infraestructuras capaces de conectar nueva generación y grandes consumidores.

El primero será especialmente relevante porque permitirá responder a las necesidades de un sistema con una elevada penetración renovable y facilitará la integración de nuevas instalaciones. El segundo contribuirá a mejorar el perfil de ingresos de los proyectos existentes, mientras que el tercero será determinante para aprovechar el potencial de crecimiento de la demanda eléctrica.

"Todo lo que tenga que ver con mejorar la disponibilidad de la red para conectar centros de datos y puntos adicionales de generación va a ser muy importante", señala.

El experto considera que el cuello de botella de los accesos eléctricos debería mejorar durante los próximos dos o tres años. Su resolución permitiría desbloquear nuevas inversiones en generación vinculadas a grandes consumidores y facilitaría la materialización de proyectos que actualmente permanecen a la espera de una conexión.

En cuanto al volumen de capital que podría movilizarse en España durante los próximos años, Cortés reconoce que no dispone de una estimación concreta, aunque descarta que se esté produciendo una salida generalizada de inversores del sector.

El mercado energético español seguirá atrayendo financiación, pero en una nueva etapa en la que acumular megavatios ya no será suficiente. La capacidad de conectarlos, gestionarlos y convertirlos en flujos de caja determinará dónde se concentra el interés inversor. "No veo que vaya a caer el capital que ha estado entrando en los últimos años. Creo que lo que va a ocurrir es que se va a transformar", concluye.