La banca negocia limitar los macrodividendos de los fondos de renovables

Tratan de adecuar los préstamos a los ingresos del sector

La banca de inversión pone los pies en pared ante el alza de los precios de la luz. Las entidades han puesto el foco sobre los sobreingresos que han percibido las plantas eólicas ligadas a precios de mercado o la rentabilidad garantizada por el Gobierno. Y su caballo de batalla es evitar que los dueños de estos parques, en su mayoría fondos de inversión, se embolsen hasta el último euro cobrado durante estos meses de precios récord de la luz.

Los problemas se centran en los acuerdos de financiación sobre activos merchant. Es decir, aquellos cuyos ingresos se corresponden enteramente con la venta de energía a precio de mercado. Durante estos meses la escalada en los precios del gas y de los derechos de emisión de CO2 han disparado el precio de venta de la energía en el mercado mayorista, si bien el coste de producción para las energías renovables se ha mantenido constante. Esto ha disparado los ingresos percibidos por este tipo de plantas.

Los bancos recelan de que los dueños de estas plantas quieran exprimir todos estos ingresos extra a través de dividendos. Y les proponen que utilicen, al menos una parte de estos ingresos extra, o bien para amortizar deuda o bien para engrosar la caja. Los contratos de financiación no preveían una situación tan excepcional como la de este año y la banca propone una refinanciación para enmendarlo. A cambio de introducir un compromiso para limitar el pago de estos macrodividendos, proponen prolongar los vencimientos o reducir las cuotas para los próximos ejercicios.

Refinanciaciones

La financiación de los proyectos merchant ha sido una oportunidad reciente para que algunos bancos entren en el negocio de las renovables. Supone un mayor riesgo –al no contar con un contrato de suministro de energía que lo respalde–, pero también una mayor rentabilidad. En España, los grandes bancos se han quedado al margen de este tipo financiaciones, que han atraído a la banca mediana. Además de los proyectos merchant, este problema afecta también a aquellos activos regulados previos a 2014 –aquellos a los que el Gobierno les promete una rentabilidad del 7,1%–, cuya prima garantizada ya se han embolsado con creces en este ejercicio. Esto abre la puerta a una caída contundente de los ingresos futuros de estas plantas y que no puedan atender a sus obligaciones con los bancos.

“Si este año termina con este nivel de precios y se mantienen también en 2022, muchas financiaciones van a incumplir sus ratios. Algunos parques eólicos están cobrando en un año lo que cobrarían en cuatro y, por el momento, los contratos están permitiendo que se distribuya todo este excedente”, explican fuentes financieras.

Y estas mismas fuentes pronostican que, en un futuro, alguno de estos parques vana perder este caudal de ingresos si bien ningún inversor se va a querer desprender de ellos. “Pueden petar muchos proyectos si no reciben ayuda adicional y los accionistas se llevan todo el dinero. Las financiaciones no contemplan estos casos extremos de sobrerretribución durante un periodo tan largo”, indican estas mismas fuentes.

“Que los accionistas se lleven dinero no es malo, es bueno”, matizan otras fuentes financieras consultadas.

El papel de los PPA

Un caso diferente son las financiaciones sobre proyectos que están garantizados por contratos de suministro bilaterales con terceros. En este caso, los proyectos tienen garantizado un flujo constante de ingresos a futuro y no dependen ni del momento del mercado ni tampoco de las primas prometidas por el Gobierno. Esto blinda el riesgo de los bancos al participar en estas operaciones, si bien son financiaciones más competidas y con menos rentabilidad.

Este tipo de contratos han quedado en la picota en las últimas semanas. El decreto del Gobierno para regular el precio de la luz ponía en la picota este tipo de acuerdos bilaterales PPA intragrupo, algo que levantó suspicacias entre los promotores de renovables. Algo que ha congelado desde septiembre todos los contratos de financiación de este tipo. Y solo tras la rectificación del Gobierno, estos se han reanudado.

“Nosotros nos apoyamos en asesores externos para hacer una previsión del precio de la energía. Establecemos un esquema a largo plazo y el riesgo lo asumen los sponsors. En el caso de los PPA deben devolver estos sobreprecio”, explican fuentes del mercado.

“Contamos con una oleada de parques ready to build que necesitan un entorno regulatorio estable. La UE ha puesto como objetivo a España contar con 80 GW de eólica y fotovoltaica en 2030. Para ello necesitamos un entorno regulatorio estable”, indican fuentes financieras.