Project finance: sector de las energías renovables

COLEGIO UNIVERSITARIO DE ESTUDIOS

FINANCIEROS

GRADO EN ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE

EMPRESAS

Trabajo Fin de GRADO

PROJECT FINANCE:

Sector de las Energías Renovables

Autor: Jiménez Rabinal, Guillermo

Tutor: Carbó Valverde, Santiago

Madrid, abril de 2020

Project Finance en el sector de las Energías Renovables

1

ÍNDICE

0. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 3

1. PROJECT FINANCE ..................................................................................................... 4

1.1 DEFINICIÓN Y EVOLUCIÓN DEL PROJECT FINANCE ................................ 4

1.2 CARACTERÍSTICAS DEL PROJECT FINANCE ............................................... 8

1.2.1 Etapas del Project Finance .............................................................................. 8

1.2.2 Ventajas y Dificultades del Project Finance .................................................. 10

1.2.3 Estructura Financiera del Project Finance ................................................... 11

1.2.4 Contratos Involucrado en el Project Finance ................................................ 14

1.3 RIESGOS DEL PROJECT FINANCE ................................................................. 17

1.4 REGULACIÓN Y PERMISOS DEL PROJECT FINANCE ............................... 19

2. ANÁLISIS DEL SECTOR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ............................. 22

2.1 SISTEMA ELÉCTRICO EN ESPAÑA ................................................................ 22

2.2 IMPACTO MACROECONÓMICO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ...... 26

2.3 POLÍTICA REGULATORIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ................ 29

2.4 ÉNFASIS EN EL SECTOR DE LA ENERGÍA EÓLICA ................................... 31

3. MODELO FINANCIERO APLICADO A UNA PLANTA EÓLICA ......................... 32

3.1 CONTEXTO DEL PROYECTO........................................................................... 32

3.2 MÓDULOS DEL PROYECTO ............................................................................. 33

3.2.1 Cronología del Proyecto ................................................................................. 33

3.2.2 CapEx del Proyecto ........................................................................................ 34

3.2.3 Escenarios del Proyecto ................................................................................. 36

3.2.4 Financiación del Proyecto .............................................................................. 37

3.2.5 Cash Flow del Proyecto .................................................................................. 39

3.3 CONCLUSIONES DEL TRABAJO ..................................................................... 41

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................. 42

ANEXOS ............................................................................................................................... 45


2

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Préstamos para la financiación de proyectos de energía renovable ..................... 6

Figura 2 – Comparativa de préstamos para proyectos de energía renovable y el precio del

petróleo .................................................................................................................................... 6

Figura 3– Etapas del Project Finance .................................................................................... 8

Figura 4 – Gráfica Modelo Base Project Finance ................................................................ 12

Figura 5 - Cálculo del pago principal anual ......................................................................... 13

Figura 6 – Contratos Involucrados en la Estructura Financiera de un Project Finance .... 14

Figura 7 – Principales Riesgos derivados de un Project Finance ........................................ 17

Figura 8 – Proceso de Tramitación Autorización Administrativa ....................................... 21

Figura 9 – Potencia Energética Instalada en España ........................................................... 24

Figura 10 – Comparativa de la Generación Eléctrica en España 2017/2018....................... 25

Figura 11 – Aportación directa, inducida y total del Sector Renovable al PIB ................... 26

Figura 12 – Balanza Comercial Española ............................................................................ 27

Figura 13 – Inversión en I+D+i con respecto al PIB ............................................................ 28

Figura 14 – Desglose de los costes totales de CapEx (Millones de euros) ............................ 35

Figura 15 – Producción y Horas correspondientes a cada parque ...................................... 36

Figura 16 – Perfil de Devolución de la Deuda Senior e Intereses ........................................ 38

Figura 17 – Cálculo del tipo de interés aplicable ................................................................. 38

Figura 18 – CFADS y cantidad empleada en Debt Services por período ............................ 40

Figura 19 – Valoración y Retornos del Proyecto.................................................................. 41


3

0. INTRODUCCIÓN

El sector energético, y en especial el de las energías renovables, tiene actualmente un

desarrollo cualitativo (tecnológico) y cuantitativo muy importante; los objetivos

establecidos en la cumbre de París en relación con la reducción de emisiones de CO2

obliga a un cambio radical en la generación eléctrica, donde las fuentes renovables

adquieren una importancia fundamental. Dentro de éstas, la tecnología eólica es la más

relevante, y hoy el modelo más utilizado para la financiación de parques eólicos es el

Project Finance.

El presente trabajo se plantea con tres objetivos básicos: (1) profundizar en el concepto y

características del Project Finance; (2) conocer el contexto de las energías renovables, en

el que se desarrollan muchos de estos modelos de financiación; (3) aplicar estos

conocimientos para desarrollar un Project Finance de una planta eólica ubicada en las

Islas Canarias.

En primer lugar, trataré de identificar los aspectos clave de este tipo de proyectos

(producción, precio, costes, línea temporal, autorizaciones, informes, etc.) con el fin de

aplicarlos al modelo financiero a elaborar. En segundo lugar, en el propio modelo

determinaré los parámetros financieros básicos: inversión, deuda, Equity, tipos de interés,

plazos, etc. Finalmente, obtendré una serie de ratios que determinen la viabilidad de la

inversión, así como la rentabilidad para los inversores.

El desarrollo del modelo será realizado a través de la plataforma de Excel, denominando

los conceptos y parámetros mencionados anteriormente en Inglés, por ser éste el idioma

habitual para este tipo de modelos. El empleo de gráficas, tablas y diagrama trata de

facilitar la comprensión de la materia expuesta, que será complementada con un apartado

de Anexos en el que se incluyen capturas de pantalla del modelo que proporcionarán una

visión global del proyecto desde el punto de vista contable y financiero.


4

1. PROJECT FINANCE

1.1 DEFINICIÓN Y EVOLUCIÓN DEL PROJECT FINANCE

A la hora de financiar un proyecto, disponemos de numerosas modalidades para afrontar

la inversión necesaria, entre las cuales podemos destacar aquellas que combinan Equity y

deuda, incluyendo ejemplos como Project Finance o Corporate Finance,

En el primer caso, nos encontramos ante la financiación a largo plazo de una inversión de

capital independiente. Dicha independencia proviene de la creación de una sociedad

aislada, llamada Special Purpose Vehicle (SPV en adelante), que albergará el proyecto, a

través del cual se generarán unos flujos de caja que deben ser suficientes para cubrir tantos

los gastos operativos como los requisitos para la devolución de la deuda. Por otro lado,

una estrategia efectiva con respecto a la financiación (Equity + Deuda) sería ajustarla a la

vida útil del proyecto, con el fin de facilitar la estrategia de repago. Esta estructura

permitirá alcanzar unos niveles de deuda más elevados, evitando un posible impacto en

la matriz ante un fracaso del proyecto.

En el segundo caso, cuando una empresa quiere acometer nuevos proyectos de inversión,

es posible el empleo de flujos de caja procedentes de actividades alternativas, con la

consecuente disminución del apalancamiento. Sin embargo, la principal diferencia

procede de la posibilidad de emplear el Credit Rating1 de la compañía para solicitar la

financiación necesaria, siendo opcional la creación de una SPV, como en el caso del

Project Finance. Consecuentemente, si los objetivos y plazos pactados no se cumplen,

esto provocará pérdidas al realizarse bajo el balance de la matriz.

La financiación privada de proyectos públicos es un concepto que ha ido evolucionando

a lo largos de los últimos 3 siglos, comenzando con la renovación en el siglo XVIII del

English Road System2 a través de fondos provenientes del sector privado y expandiéndose

a infraestructuras de mayor envergadura: vías de transporte público, aeropuertos, plantas

de energía renovable, etc.

______________________________________________________________________

1 Credit Rating es la calificación obtenida por una empresa a la hora de evaluar su capacidad de devolución de la deuda y el riesgo adherente a la inversión en dicha deuda. 2English Road System se refiere al sistema de carreteras que se renovó con la llegada de la Revolución Industrial al Reino Unido en el siglo XVIII.


5

A raíz de dicha evolución, el Project Finance ha impulsado una nueva forma de

financiación que ha contribuido a un gran éxito en determinados momentos y sectores de

la reciente historia3 (Yescombe, 2002): (1) financiación de proyectos de recursos

naturales (minería, petróleo y gas), provocando un incremento en el precio del petróleo y

la creación de proyectos de gas y otros recursos naturales en países en vías de desarrollo;

(2) financiación de proyectos de energía independiente en el sector de la electricidad,

contribuyendo a la privatización de la electricidad en el Reino Unido a principios del

decenio de 1990, y al posterior proceso mundial de la privatización y desregulación de la

electricidad; (3) financiación de la infraestructura pública (carreteras, transporte, edificios

públicos, etc.) a través de las denominadas Private Finance Iniatives4 (PFI en adelante);

(4) financiación del explosivo crecimiento mundial de las redes de telefonía móvil

desarrollado a finales de los años 90.

Debido a las características diferenciadoras del Project Finance, que veremos más

adelante, se produjo una expansión en su uso, especialmente en los casos de inversión

extranjera donde existe lo que denominamos riesgo país5. Actualmente, la principal

tendencia de esta modalidad es la financiación de proyectos de energía renovable (eólica,

fotovoltaica, biomasa, etc.) debido a las características de esta última y el creciente

impulso de los gobiernos en la explotación de este tipo de energía, asegurando la compra

de la totalidad de la energía producida a través de las subastas públicas, así como la

dotación de subvenciones a las propias empresas del sector energético. Sin embargo,

aunque la mayor parte de los proyectos se encuentren en sectores con altos volúmenes de

inversión, también es aplicable a otros, entre los cuales destacamos6 (Orellana, 2016): (1)

sector energético y minero; (2) sector de las infraestructuras de transporte, plantas de

tratamiento y reciclaje; (3) sector de las telecomunicaciones; (4) sector turístico,

petroquímico o siderúrgico.

______________________________________________________________________

3 Yescombe, E. R. (2002) Principles of Project Finance. Londres: Yescombe Consulting, Ltd. 4 Private Finance Iniative (PFI) es una modalidad de financiación de proyectos del sector público a través del sector privado. Los PFI alivian al gobierno y a los contribuyentes de la carga inmediata de conseguir el capital para estos proyectos. 5 Riesgo país es un riesgo derivado de los factores específicos que afectan a un país y con ellos a las contrapartidas cuyas actividades se desempeñan en el mismo. 6 Orellana, S.B. (2016). Conceptos y Fundamentos del Project Finance. Revista Especializada en Finanzas, 6, 2-38


6

Figura nº1 – Préstamos para la financiación de proyectos de energía renovable

Fuente: Trade Finance Global (Thompson Reuters)

En la Figura nº1, se muestra que hubo un aumento masivo de los préstamos para la

financiación de proyectos de energías renovables que comenzó en 2001 con un

decrecimiento significativo tras la crisis financiera mundial de 2008. Tras una breve

recuperación entre 2009 y 2010, otro importante descenso afectó a la industria durante el

período 2011-2015. Un marco temporal que se superpone con la crisis de la zona del euro.

Las razones que explican este movimiento tan específico en el número de proyectos

pueden explicarse casi totalmente por dos factores: el precio del petróleo y las

regulaciones gubernamentales.

Figura nº2 – Comparativa de préstamos para proyectos de energía renovable y el precio del petróleo

Fuente: Trade Finance Global (Thompson Reuters)

En la Figura nº2, al comparar el número de préstamos para la financiación de proyectos

con el precio del petróleo, la similitud de las series temporales es asombrosa. De hecho,

la correlación entre la cantidad de préstamos para la financiación de proyectos y el precio

del petróleo es muy positiva indicando que, si el precio del petróleo aumenta, también lo

harán las inversiones.


7

En la generación eléctrica que utiliza el Brent7 como input, los precios más altos

significan mayores costos operativos. Esto crea fuertes incentivos para que las empresas

en Europa y EE. UU apuesten en mayor medida por la inversión en energías renovables

a través de la modalidad del Project Finance.

Con respecto a las regulaciones gubernamentales, que serán explicadas de manera más

extensa posteriormente, el primer gran paso que dio la comunidad internacional fue el

Protocolo de Kyoto 8 en 2005 "con el objetivo de reducir el total de sus emisiones de esos

gases [de efecto invernadero] al menos en un 5% con respecto a los niveles existentes en

1990 en el período de compromiso de 2008 a 2012 ". Anteriormente, los principales

países de la OCDE firmaron leyes nacionales, como la Ley de energía renovable

(electricidad) del Gobierno de Australia en 2001 (que coincide con el aumento de las

inversiones en energía renovable), seguida de la Ley de independencia y seguridad

energética de 2007 de los Estados Unidos y la Directiva 2009/28/CE en la UE 9.

La mayor parte del petróleo se produce en los países de la OPEP 10, mientras que la mayor

parte se consume en los de la OCDE (Organización para Cooperación y Desarrollo

Económico). Por consiguiente, una de las principales motivaciones es lograr la

independencia de la OPEP y de otros países exportadores de petróleo. La otra es, por

supuesto, hacer frente al calentamiento global.

Las sucesivas directivas de la UE para potenciar las energías renovables, con sus

trasposiciones nacionales, dieron forma a un marco regulatorio en el que la compra de le

energía renovable generada estaba asegurada por el Estado. Con este marco, la iniciativa

privada abordó la construcción de numerosos proyectos empleando la figura del Project

Finance.

______________________________________________________________________

7 Brent corresponde a una clase de petróleo extraído del yacimiento británico de Brent y que destaca por su alta calidad y su uso como benchmark en Europa para el precio de los crudos. 8 Protocolo de Kyoto. Convención Cambio Climático de las Naciones Unidas, 31 de mayo de 2002. 9 Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. 10 OPEP es la organización de países exportadores de petróleo.


8

1.2 CARACTERÍSTICAS DEL PROJECT FINANCE

En este punto, se va a explicar de manera más exhaustiva las características del Project

Finance, incidiendo en mayor medida en aspectos como las etapas que forman parte del

proceso de financiación, ventajas y desventajas de esta modalidad, la estructura

financiera incluyendo los distintos agentes involucrados y, por último, los principales

acuerdos contractuales necesarios para asegurar la viabilidad operativa y financiera.

1.2.1 Etapas del Project Finance

Diagrama nº1 (3)– Etapas del Project Finance

Fuente: Apuntes Análisis y Planificación Financiera11

En el Diagrama nº1, se observa un esquema de las diversas etapas que conforman la

modalidad de financiación de proyectos analizada. Previo al comienzo del proyecto,

existe una primera fase análoga a la estructura de una financiación tradicional de un

proyecto. Ésta consiste en realizar un análisis de la viabilidad del proyecto, dividida en 4

fases12 (Pérez de Herrasti, 1997): (1) análisis de la factibilidad técnica del proyecto; (2)

análisis de la viabilidad económica del proyecto; (3) plan financiero; (4) análisis de los

riesgos de las fases anteriores.

En la primera parte, los promotores elaborarán un memorándum con el fin de atraer a las

entidades con capacidad de financiación y recibir una serie de ofertas iniciales. Dichas

entidades contarán con cierta información: (1) descripción general del proyecto; (2)

calidad de los promotores; (3) situación del sector y perspectivas; (4) esquema

contractual; (5) situación administrativa; (6) detalles de la operación financiera.

______________________________________________________________________

11García, P. (2019) Apuntes de la asignatura Análisis y Planificación Financiera. Documento inédito. Madrid: CUNEF, Universidad Complutense de Madrid. 12 Pérez de Herrasti, I. (1997) Project Finance: Inversión en Proyectos Autofinanciados. Madrid: Ediciones 2010


9

En base a la información proporcionada, las entidades financieras interesadas en el

proyecto deberán presentar sus ofertas, ya sea de forma individual o de forma sindicada,

dependiendo del importe total. Estas ofertas incluyen de manera implícita el compromiso

de aseguramiento de la financiación, es decir, en el caso de que los promotores consideren

adecuadas las ofertas y las acepten, las entidades quedan comprometidas a la financiación,

siempre que se cumplan los requisitos establecidos inicialmente. Finalmente, dichas

ofertas recogen la estructura financiera del proyecto, elemento indispensable para la

viabilidad de este.

La estructura financiera del proyecto, que será explicada en detalle en el punto 3.2.4, tiene

el objetivo principal 13 (García, et al., 2008) de optimizar la rentabilidad de los inversores

y minimizar el riesgo de las entidades financiadoras. Esta estructura tiene la función de

definir los siguientes aspectos: (1) proporción de las fuentes de financiación; (2)

estructura de la deuda; (3) modelo de proyecciones financieras; (4) garantías del proyecto

y de los accionistas. Los principales asesores del proyecto iniciarán un proceso de

investigación desde el punto de vista legal, técnico y financiero en torno a los agentes

involucrados en la negociación, conocido como Due Dilligence.

En la segunda parte, principalmente se lleva a cabo la construcción del proyecto, en un

plazo de alrededor de dos o tres años, a lo largo de los cuales se recibe la totalidad de los

fondos para hacer frente a las inversiones necesarias, pero no se genera ningún tipo de

ingreso al no haber comenzado la fase de explotación del proyecto. Durante este período,

existen determinados aspectos a tener en cuenta, entre los cuales podemos destacar la

posible no conclusión de las obras, el devengo de los intereses14 del crédito concedido o

la posibilidad de que proyecto entre en funcionamiento parcial15. Finalmente, una vez

finalice la construcción del proyecto, comenzará la devolución tanto del préstamo como

de los intereses generados a través de la financiación y la consiguiente explotación del

proyecto, generando los rendimientos y los flujos de caja previstos en función del tipo de

proyecto e infraestructura construida.

______________________________________________________________________

13 García, et al. (2008). La articulación de un Project Finance como instrumento de financiación de parques eólicos. Estableciendo puentes en una economía global, 2, 39-61. 14 Intereses intercalarios son aquellos intereses que se devengan durante la fase de construcción del proyecto, con la consiguiente capitalización e incremento del importe de la deuda. 15 Funcionamiento parcial consiste en una explotación inicial del proyecto y la generación de ingresos en las primases fases de funcionamiento (i.e. primeros aerogeneradores de un parque eólico)


10

1.2.2 Ventajas y Dificultades del Project Finance

La reciente evolución y desarrollo del Project Finance permite observar que se trata de

una modalidad de financiación con más ventajas que inconvenientes, siendo necesario,

sin embargo, mencionar aspectos que dificultan y reducen el atractivo de esta modalidad

tanto para los promotores de los proyectos como para las entidades financieras.

En primer lugar, podemos destacar ventajas y beneficios como: (1) reducción de la

financiación por parte de los accionistas de la promotora, recayendo el peso de esta en la

deuda contraída; (2) proyectos que aseguran una adecuada rentabilidad sobre el Equity

invertido16(3) el proyecto se realiza a través de la SPV, lo que permite evitar un efecto

negativo sobre el balance de la matriz. Es decir, en caso de impago o fracaso de la

inversión, el prestamista tendrá derechos únicamente sobre la SPV: (4) el pasivo de la

matriz no sufre ningún aumento debido a que la emisión de la deuda es realizada a través

de la SPV, con el activo corriente actuando como contrapartida. Consecuentemente, la

imagen superficial de la matriz será más positiva, aunque deba mencionar en la memoria

el porcentaje de participación en la SPV; (5) reducción de los costes de agencia y

problemáticas en relación al porcentaje destinado a dividendos al estar previamente

pactado; (6) finalmente, en el caso de que la situación patrimonial o el rating de la empresa

matriz no sea particularmente positiva, esto no afectará a la capacidad de financiación del

proyecto a unos tipos de interés aceptables, debido a la independencia entre los balances

de la propia matriz y la SPV.

Por otro lado, es conveniente mencionar algunos aspectos positivos de este tipo de

financiación para los prestamistas/inversores como pueden ser17 (Furió, 2016): (1) se trata

de una financiación de proyectos muy estables y solventes en los que son fácilmente

predecibles los flujos de caja futuros; (2) es posible el acceso por parte de los inversores

a las ventas cruzadas a raíz del proyecto; (3) finalmente, se tratan de operaciones con un

ratio muy elevado de rentabilidad-riesgo, requiriendo coberturas ante estos últimos.

______________________________________________________________________

16 ROE es un indicador de rentabilidad que mide la relación entre el beneficio neto de una compañía y su cifra de fondos propios. Se trata, por tanto, de una ratio que determina el rendimiento de capital, es decir, mide la rentabilidad obtenida por la empresa sobre sus recursos propios. 17 BBVA (1857) 'Project finance', la alternativa de financiación para grandes proyectos [en línea] disponible en < https://www.bbva.com/es/project-finance-la-alternativa-financiacion-grandes-proyectos/ >[consulta: 3 marzo 2020].

https://www.bbva.com/es/project-finance-la-alternativa-financiacion-grandes-proyectos/

https://www.bbva.com/es/project-finance-la-alternativa-financiacion-grandes-proyectos/


11

Sin embargo, aunque la realización del Project Finance posea numerosas ventajas,

también hay que mencionar diversos inconvenientes que hacen de esta financiación, una

modalidad relativamente compleja: (1) elevada complejidad de la financiación con

respecto a la tradicional; (2) obligaciones contractuales a cumplir derivadas de la

realización del proyecto a través de la constitución de una sociedad independiente: (3)

inexistencia de recursos de activos ni garantías por parte del promotor, además del propio

proyecto y sus infraestructuras; (4) elevados costes de intermediación entre los

promotores y las entidades financieras e inversores; (5) doble imposición resultante de

los dividendos. Por un lado, la SPV debe pagar los impuestos correspondientes de la

cuenta de resultados y, por otro lado, la matriz deberá pagar impuestos derivados del

cobro de dichos dividendos, provocando un incremento de los costes de transacción.

1.2.3 Estructura Financiera del Project Finance

La estructura financiera óptima de un Project Finance tiene el objetivo de maximizar la

rentabilidad de los inversores del proyecto. De esta manera, la medición de dicha

rentabilidad se realizará en función de la capacidad de generar flujos de caja destinados a

compensar y devolver el capital invertido. La predicción de los ingresos generados a lo

largo de la vida del proyecto, bajo los diferentes escenarios de riesgos que se tengan en

cuenta, será lo que permita planificar la estructura de manera eficaz. Los parámetros

iniciales que generalmente se tienen en cuenta son18 (García, et al., 2008): (1) Elevada

inversión inicial que produce flujos de caja estables y duraderos; (2) apalancamiento

elevado y sin recurso o con recursos limitados a los promotores; (3) riesgos económico-

financieros repartidos entre los agentes participantes; (4) endeudamiento máximo

determinados por el nivel de riesgo que están dispuestas a asumir las entidades de crédito

participantes.

La vía empleada para poder simular los diferentes escenarios en función tanto del nivel

del riesgo como del resultado será lo que determinemos como modelo financiero. De esta

manera, el modelo servirá para fijar qué estructura es la más adecuada para los objetivos

de los accionistas e inversores (entidades de crédito), analizando principalmente los

estados financieros, siendo el Cash Flow el más importante a la hora de evaluar la

capacidad de generación de fondos del proceso.

______________________________________________________________________

18 García, et al. (2008). La articulación de un Project Finance como instrumento de financiación de parques eólicos. Estableciendo puentes en una economía global, 2, 39-61.


12

Figura nº4 – Gráfica Modelo Base Project Finance

Fuente: Universidad Rey Juan Carlos/Universidad Politécnica de Madrid

La deuda en un Project Finance puede estar estructurada de diversas maneras. Por

ejemplo, en la Figura nº3, podemos que observar que existen 2 tramos de Deuda Senior,

uno de los cuales se encuentra en forma de préstamos (Tramo A) mientras que el otro lo

podemos encontrar en forma de línea de crédito (Tramo B) y un tramo consistente en

Bonos. En este caso, el tramo de los Bonos experimenta un incremento durante los

primeros años del proyecto, lo que nos permite concluir que se trata de un bono cupón

cero, mientras que el Tramo B (correspondiente a la línea de crédito) también sufre dicho

incremento de forma inicial, financiando el circulante en la parte inicial del proyecto, así

como los intereses del Tramo A (correspondiente al préstamo).

En base a la gráfica, se puede deducir que se trata de un proyecto con funcionamiento

parcial, en el cual los flujos de caja iniciales no serán suficientes para poder soportar el

coste de la deuda, compensándolo con un plazo de explotación que supera los 30 años,

suficiente como para poder amortizar la totalidad de esta. Una vez fijada la deuda, se

deben tener en cuenta las 3 siguientes magnitudes: (1) fondos propios obtenidos a través

de la financiación; (2) el RCSD 19; (3) vida útil del proyecto y el plazo de amortización.

En primer lugar, la cantidad aportada por los inversores es función del nivel de riesgo que

desean asumir las entidades financieras. La tendencia suele indicar que cuanto mayor sea

el riesgo del proyecto en términos de predicción o modelación, mayor será dicha

aportación, fluctuando en un rango del 40-70%

______________________________________________________________________

19 RCSD es la ratio de cobertura del servicio de la deuda.


13

En segundo lugar, con respecto a la ratio de cobertura del servicio de la deuda, ésta se

emplea para medir la capacidad de generación de flujos de caja que permitan la

devolución tanto de la deuda como de los gastos financieros. A partir de ella, podemos

determinar la cantidad máxima de financiación por parte de los bancos. De esta manera,

el valor mínimo aceptable de la ratio sería 1, por lo que, a partir de este valor, se establece

el RCSD mínimo, siempre superior a 1 en mayor o menor medida, en función de la

estabilidad de los flujos de caja futuros. El siguiente paso consiste en el cálculo del pago

principal anual:

Ecuación nº1 (5) - Cálculo del pago principal anual

𝐶𝑎𝑠ℎ 𝐹𝑙𝑜𝑤 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑆𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎𝑅𝐶𝑆𝐷 − 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑖𝑒𝑟𝑜𝑠 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝑃𝑎𝑔𝑜 𝑃𝑟𝑖𝑛𝑐𝑖𝑝𝑎𝑙 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙

Una vez obtenido el pago del principal que es necesario desembolsar anualmente, se

multiplica por el número de años de la vida de la deuda y se obtiene, por tanto, la deuda

máxima soportada por el proyecto. Existen, sin embargo, factores que influyen en este

valor, como puede ser el sector en el que se realiza el proyecto o el propio marco legal

regulatorio. En el caso que ilustraremos posteriormente, veremos cómo la vida de la deuda

en proyectos como un parque eólico ronda los 14-15 años.

Finalmente, es necesario recalcar que el RCSD o la ratio de Fondos Propios/Deuda del

proyecto, se establecen como requisitos en la financiación, por lo que, en el caso de que

se incumplan, esto provocaría la amortización anticipada de la financiación o la

aportación de fondos propios por parte de los accionistas con el fin de reestablecer las

ratios a sus valores predeterminados.20

______________________________________________________________________

20 El proceso de restitución de las ratios se conoce como “Restablecimiento del equilibrio económico del proyecto”


14

1.2.4 Contratos Involucrado en el Project Finance

Para entender la estructura financiera del Project Finance, primero es necesario definir la

entidad alrededor de la cual se lleva a cabo toda la financiación y desarrollo del proyecto,

la SPV (Contreras, et al., 2017) 21. A la hora de impulsar un proyecto, el propio promotor

puede ver comprometida su situación y solvencia financiera, en caso de que haya

financiado varios proyectos al mismo tiempo mediante fondos propios. Por otro lado,

también nos encontramos casos en los que el promotor no puede invertir recursos en

proyectos de energía renovable. En estas situaciones, la solución es la financiación a

través de un vehículo financiero especial, que comúnmente es conocido como SPV. Una

entidad financiera, por ejemplo, un fondo de inversión financia a la entidad independiente

creada expresamente para llevar a cabo ese determinado proyecto. El fondo aporta el

capital inicial para la operación, provocando que ni el promotor ni el cliente tengan que

afrontar la financiación del proyecto con fondos propios y repartiendo la retribución entre

ambos. Si el proyecto lo ejecuta una ESE 22, la retribución está directamente ligada a los

ahorros energéticos que se consigan. La SPV es la que soporta la deuda generada por el

proyecto, liberando el balance de la ESE o el promotor.

Diagrama nº2 (6) – Contratos Involucrados en la Estructura Financiera de un Project Finance

Fuente: WSGR Professional Corporation (Groobey, et al., 2010) 23

______________________________________________________________________

21 Everinvest (2016) Guía para la finanación de proyectos de Energía Sostenible [en línea] disponible en < https://www.enerinvest.es/recursos/documentos >[consulta: 4 marzo 2020]. 22 ESE son las siglas referidas a Empresa de Servicios Eléctricos, la cual obtiene rentabilidad mediante el ahorro energético. 23 WSGR (1961) Project Finance Primer for Renewable Energy and Clean Tech Projects [en línea] disponible en < https://www.wsgr.com/PDFSearch/ctp_guide.pdf >[consulta: 4 marzo 2020].

https://www.enerinvest.es/recursos/documentos

https://www.wsgr.com/PDFSearch/ctp_guide.pdf


15

En aspectos generales, todos los contratos relacionados con el desarrollo, la construcción,

la propiedad y la explotación del proyecto serán celebrados por la SPV ("Acuerdos del

Proyecto"). Si los contratos de la etapa de desarrollo han sido ejecutados por el promotor,

es importante que estos permitan su asignación a la SPV, una vez que ésta se haya

establecido con el fin de buscar la financiación del proyecto. Además de los acuerdos

externos del proyecto, puede haber varios acuerdos interempresariales entre la SPV y el

promotor, entre los que podemos encontrar Acuerdos de Operación y Mantenimiento

("O&M"), un Acuerdo de Servicios Administrativos ("ASA") y un Acuerdo de Licencia

Tecnológica ("TLA"), a menudo con afiliados del promotor creados específicamente con

el propósito de proporcionar apoyo administrativo, operativo y servicios de

mantenimiento y la posesión de la propiedad intelectual en beneficio de los proyectos. En

otros casos, empresas terceras pueden proporcionar estos servicios a la SPV.

Los acuerdos entre empresas también pueden tener un impacto significativo en el

rendimiento total de un proyecto para sus inversores, por lo que los términos económicos

deben ser cuidadosamente elaborados. Asumiendo que la O&M, ASA y TLA se celebren

con los afiliados de los promotores, permite a estos extraer comisiones para el suministro

de servicios y tecnología a la SPV sobre una base mensual o trimestral; estas comisiones

se pagan frecuentemente antes del pago de la deuda. La estructura del acuerdo entre

empresas también permite al promotor, si el proyecto fracasa después de la financiación

del proyecto, retener a todos sus empleados que prestan servicios a la compañía del

proyecto. En ese caso, el TLA también permitirá que el promotor retenga la propiedad de

su tecnología con sujeción únicamente a un derecho de licencia por parte de la SPV, que

ya no podrá estar vinculada a la matriz. Estos son puntos especialmente críticos en los

casos en los que la matriz posee múltiples proyectos que comparten la misma tecnología,

equipo de apoyo y personal. Además, la O&M, la ASA y el TLA proporcionan a los

prestamistas de la SPV una certidumbre contractual (a través de los propios acuerdos, así

como los correspondientes consentimientos para la cesión de garantías, los servicios clave

continuarán si la SPV no cumple, aumentando así la probabilidad de un desarrollo

eficiente, construcción y funcionamiento del proyecto, junto con la preservación del valor

de las garantías de los prestamistas).


16

Hay muchos otros acuerdos que se ejecutan durante el curso del desarrollo y la

construcción de un proyecto de energía renovable. Los acuerdos de proyecto pueden

incluir: (1) PPA 24; (2) acuerdo de Ingeniería, Adquisición y Construcción (EPC); (3)

acuerdo de Arrendamiento (si el terreno del proyecto no es propiedad de la matriz); (4)

acuerdo de Interconexión (para proyectos vinculados a la red eléctrica); (5) acuerdos para

la prestación de servicios públicos; (6) acuerdos para la prestación de materias primas (en

el caso de los biocombustibles); (7) acuerdos que incluyen estructuras de inversión de

capital para aprovechar los incentivos fiscales.

_____________________________________________________________________

24 PPA es un contrato de compraventa de energía entre 2 partes, una de las cuales genera energía y otra interesada en adquirir dicha energía.


17

1.3 RIESGOS DEL PROJECT FINANCE

Una vez definido en qué consiste el Project Finance, así como los diversos aspectos que

lo caracterizan, es necesario centrarse en los riesgos que se generan a lo largo de la

negociación y ejecución de los proyectos a través de esta modalidad.

Diagrama nº3 (7) – Principales Riesgos derivados de un Project Finance

Fuente: Apuntes Análisis y Planificación Financiera

En el Diagrama nº3, podemos observar que existen múltiples fuentes de riesgos que

derivan de los contratos firmados a través de la SPV, creada para albergar el proyecto.

Entre todos los riesgos, considero necesario destacar los siguientes: (1) riesgos de

planificación que derivan de unos ineficientes estudios de viabilidad técnica, financiera y

legal por parte de los asesores, así como la dificultad para la obtención de los permisos

adecuados para llevar a cabo la construcción de la infraestructura (Autorización

Administrativa, Declaración de Impacto Ambiental, etc., aspecto que se tratará con mayor

detalle en el punto 1.4); (2) riesgos de construcción, siendo los retrasos en los plazos y el

incremento de costes operativos los más destacados; (3) riesgos de explotación, derivados

de una mala estimación de los flujos de caja del proyecto, en caso de gestión propia del

proyecto; (4) riesgos financieros, ya sean por variaciones en los tipos de interés, tipos de

cambio o riesgo de crédito en los contratos formalizados; (5) riesgos políticos procedentes

de circunstancias que no se encuentran bajo el control de la organización; (6) otros

riesgos, incluyendo los riesgos medioambientales que puede derivar en catástrofes

naturales o incluso procedimientos legales con agentes involucrados en el proyecto.


18

Por otro lado, la formalización de los contratos entre distintos agentes económicos

permite la distribución de los riesgos entre aquellos que estén mejor preparados para

asumirlos y mitigarlos sin que produzcan consecuencias negativas. En primer lugar

(Jazynka, 2007) 25, tenemos a los promotores del proyecto, los cuales asumen los riesgos

del diseño del proyecto, construcción, terminación, operación y mantenimiento, a través

de los siguientes acuerdos: (1) contrato de gestión de instalaciones (comisiones de

gestión); (2) acuerdo de mantenimiento del capital de trabajo: (3) acuerdo de déficit de

efectivo; (4) Por lo general, se requerirá que el contratista principal coloque una fianza de

cumplimiento; (5) acuerdos de compra de materias primas a largo plazo.

En segundo lugar, los prestamistas requerirán las garantías habituales por parte de la

empresa del proyecto, incluyendo la seguridad de sus préstamos: (1) en las primeras

etapas, los prestamistas recurrirán a los sponsors del proyecto en caso de problemas

específicos como el exceso en los costes; (2) los prestamistas querrán asegurarse de que

el efectivo que se pueda usar para la devolución del servicio de la deuda no puede ser

pagado a los accionistas (restricción de dividendos); (3) menor riesgo y, por tanto, menor

rendimiento que los inversores de capital.

En tercer lugar, los clientes, caso en el que cuando sólo haya unos pocos clientes

potenciales para el resultado del proyecto, es probable que el riesgo de los ingresos se

transfiera a estos mediante un contrato de venta a largo plazo: (1) los contratos pueden

incluir la cláusula de "take-or-pay"; (2) tarifas indexadas; (3) transferencia del riesgo; (4)

ajuste de los precios.

Por último, el gobierno correspondiente, el cual, cuando otorga una concesión a la

empresa del proyecto objeto, proporciona a esta el derecho de construir y operar la

infraestructura del mismo: (1) el acuerdo de concesión puede requerir que el gobierno

construya instalaciones de apoyo como carreteras de acceso; (2) puede requerir una

condición de no competencia: (3) es posible que el gobierno tenga que garantizar el

cumplimiento de empresas estatales; (4) se puede pedir al gobierno que proporcione

garantías para la convertibilidad de la moneda.

_____________________________________________________________________

25 Jazynka, S. (2007). Introduction to Project Finance: Rationale, Structure and Financing Characteristics [PowerPoint]. Disponible en https://docgo.net/introduction-to-project-finance-rationale-structure-and-financing-characteristics [consulta: 8 marzo 2020].

https://docgo.net/introduction-to-project-finance-rationale-structure-and-financing-characteristics



19

1.4 REGULACIÓN Y PERMISOS DEL PROJECT FINANCE

Finalmente, a la hora de elaborar un Project Finance, es necesario tener en cuenta

aspectos en relación con la regulación y los permisos, los cuales varían en función del

tipo de infraestructura a construir. Con el objetivo de explicar este apartado, nos

basaremos en el concepto de la bancabilidad de un proyecto (Casanovas, 2018) 26 .Se trata

de un concepto muy esencial con respecto a la capacidad de obtención de financiación a

través del Project Finance.

El marco regulatorio actual (Basilea III 27), impuesto a raíz de la crisis financiera de 2008,

establece unas restricciones muy elevadas a la hora de financiar proyectos, teniendo que

ser estos muy sólidos en términos económicos y legales, suponiendo de esta manera una

reducción en el consumo de recursos propios para el banco. De esta manera, lo siguiente

es marcar los pasos que sigue Basilea para determinar la cuantía de capital de un proyecto.

En primer lugar, es entendible que cuanto mayor calidad económica tenga proyecto,

mayor será la aportación de recursos propios por parte del banco, al estar sometidos a

menos riesgos. Consecuentemente, el regulador determina cuatro niveles de calidad de

un proyecto: (1) Excelente; (2) Bueno; (3) Satisfactorio; (4) Débil.

Actualmente, los bancos únicamente focalizan su atención en aquellos proyectos que

pertenezcan a los dos primeros niveles mencionados, aquellos que sean tanto excelentes

como buenos, declinando tanto los satisfactorios como los débiles, teniendo estos últimos

muchas dificultades para recibir financiación por parte de las entidades de crédito. Los

niveles correspondientes a cada proyecto se determinan en base a cinco parámetros

establecidos por el regulador: (1) Fortaleza financiera del proyecto. (No confundir con

fortaleza financiera de los accionistas): (2) Entorno político y regulatorio; (3) Fortaleza

de los accionistas (Incluye no solo su fortaleza financiera, sino también la importancia

estratégica que tiene para ellos el proyecto); (4) Características del proyecto; (5)

Mitigantes de riesgos y paquetes de garantías. La financiación procedente de los bancos

a través del Project Finance se basa en la optimización de estos cinco factores esenciales.

_____________________________________________________________________ 26 Casanovas, T. (2018) Financiación Internacional con Project Finance. Revista de Contabilidad y Dirección, 26, 115-127 27 Basilea III es el tercero de los acuerdos de Basilea, el cual pretende fortalecer la regulación, supervisión y la gestión de los riesgos en el sector bancario, mejorando la gestión de riesgos, así como la transparencia en los estados financieros.


20

Una vez explicada la regulación que rige la financiación de los Project Finance, un

aspecto muy relevante en este tipo de proyectos es la concesión de los permisos necesarios

para la construcción y explotación de estos, por parte de los distintos organismos. De esta

manera, conviene mencionar que aquellos que involucran los proyectos de energía

renovable son los siguientes: (1) Autorización Administrativa (AA); (2) Declaración de

Impacto Ambiental (DIA); (3) Contrato Técnico de Acceso (CTA); (4) Declaración de

Utilidad Pública (DUP); (5) Autorización de Agencia Estatal de Seguridad Aérea

(AESA); (6) Licencias de Obras (LO); (7) Cambios Mercantiles en la Propiedad; (8) Otras

Autorizaciones: Confederación Hidrográfica Correspondiente; Montes de Utilidad

Pública (MUP); Vías Pública (Carreteras); Vías Pecuarias (VVPP).

Los procesos necesarios para obtener todos los permisos mencionados anteriormente

pueden representar plazos de más de dos años, sin incluir aquellas situaciones en las que

dicho permiso le sea denegado a la empresa o se lleven a cabo modificaciones sustanciales

en los proyectos que requieran un cambio en la solicitud inicial. Por ejemplo, en el caso

de los parques eólicos, la obtención de los diversos permisos implica la necesidad de

realizar un estudio de la fauna perjudicada por dicha infraestructura y las posibles

consecuencias de esta (DIA). Consecuentemente, en multitud de caso, se permite

comenzar las obras durante el plazo en el que se obtiene los permisos finales con el

objetivo de no retrasar los planes iniciales y no perjudicar la explotación energética y

económica del parque.

Una de las autorizaciones más relevantes es la administrativa. De esta manera, el proceso

de tramitación para obtener consiste en lo siguiente: (1) Solicitud con documentos sobre

el proyecto, las líneas de conexión y un cronograma de los trabajos necesarios +

Resguardo depósito aval + Solicitud a REE28 para el acceso; (2) DG29 chequea la

documentación y la envía al instituto de energía correspondiente; Inicia el expediente y

pago de la tasa de inicio del expediente; Anuncio de información pública en el Boletín

Oficial y periódico con mayor tirada (pago promotor); Plazo de información pública de 1

mes (depende de la CCAA); Paralelamente, consulta a distintos organismo

(Ayuntamiento, Patrimonio, etc.) 2 meses.

______________________________________________________________________

28 REE es la Red Eléctrica de España. 29 DG es la Dirección General competente en energía de cada Comunidad Autónoma.


21

(3) Promotor Estudio y contestación en función del análisis (modificación si

necesaria); (4) Envío al órgano ambiental Tasa Expediente Ambiental (EIA,

alegaciones, afecto al patrimonio) Primera Resolución (DIA) [NO Fin] o [SI

Condicionado a Modificaciones]; (4) Devolución del expediente y resolución: (5) Órgano

tramitador lanza la AA Pago anuncio y publicación en el BOE31

A través del diagrama adjuntado a continuación, es posible observar que es necesaria la

intervención de multitud de agentes y organismo, aspecto que dificulta en gran medida

los procesos de tramitación y justifica los extensos plazos en los proyectos de este ámbito.

Diagrama nº4 (8) – Proceso de Tramitación Autorización Administrativa

Fuente: Elaboración Propia

____________________________________________________________________

31 BOE es el Boletín Oficial del Estado


22

2. ANÁLISIS DEL SECTOR DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

Una vez se ha definido por completo la estructura y el funcionamiento de un Project

Finance, es necesario poner en contexto el modelo financiero que se presentará en el

punto 3 a través del análisis de la situación actual del sector de las energías renovables

(Sistema Eléctrico), así como el impacto macroeconómico y el marco regulatorio al que

han estado sujetos a lo largo de los últimos años. Finalmente, se introducirá brevemente

el sector de la energía eólica con el fin de facilitar el entendimiento del modelo de Project

Finance posterior, con el cual se concluirá este trabajo.

2.1 SISTEMA ELÉCTRICO EN ESPAÑA

Previo al año 1997, la actividad eléctrica en el país estaba concentrada en un número muy

limitado de entidades, caracterizadas por una importante estructura vertical y la

imposición de un monopolio. Sin embargo, la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico impuso

una clara separación entre aquellas actividades que contaban con una regulación

determinada (i.e. transporte) y aquellas que se encontraban desreguladas por el momento

(i.e. comercialización energética 32). Como consecuencia de esta nueva legislación, las

entidades debían separar la jurisdicción y la contabilidad de estas actividades.

Una vez explicada la razón de la estructura actual del sector eléctrico, es necesario definir

cuáles son exactamente las actividades mencionadas con anterioridad, así como las

entidades que las desarrollarán. En virtud del RDL 24/2013, de 26 de diciembre 33, “el

Sector Eléctrico consta de actividades destinadas a garantizar el suministro de energía

eléctrica, entre otras, las siguientes: generación, transporte, distribución y

comercialización, así como la gestión económica y técnica del sistema eléctrico”.

De esta manera, las entidades o sujetos que llevan a cabo las actividades destinadas al

suministro de energía eléctrica son los siguientes 34: (1) Productores de Energía Eléctrica,

es decir, aquellos personas físicas o jurídicas que desarrollan la función de generar energía

eléctrica; (2) Entidad operado del mercado, encargada de gestionar el sistema de compra

y venta de energía eléctrica.

_____________________________________________________________________

32 Las actividades desreguladas estaban obligadas a obtener la autorización administrativa para su desarrollo, aunque se llevaran a cabo en régimen de libre competencia. 33 Real Decreto-Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Boletín Oficial del Estado, 27 de diciembre de 2013, núm. 310, pp. 105198 a 105294. 34 Consumo Responde (2011) Estructura del Sector Eléctrico Español [en línea] disponible en < https://www.consumoresponde.es/art%C3%ADculos/estructura_del_sector_electrico_espanol > [consulta: 20 marzo 2020]

https://www.consumoresponde.es/art%C3%ADculos/estructura_del_sector_electrico_espanol


23

(3) Entidad operadora del sistema, gestor de la red de transporte, cuya función es que

prevalezca la continuidad y la seguridad del suministro, así como la óptima coordinación

tanto del sistema de transporte como del de producción; (4) Entidad transportista, siendo

Red Eléctrica de España S.A. (REE) la única responsable de transportar la energía

eléctrica en España; (5) Entidad distribuidora, encargada de desplazar la totalidad del

suministro de energía eléctrica a los puntos de consumo establecidos; (6) Entidades

comercializadores, dedicadas a la venta de energía a los consumidores, accediendo a la

redes de transporte o distribución con el fin de adquirirla; (7) Consumidores, todas

aquellas personas físicas o jurídicas que adquieren dicha energía para el consumo propio.

Una vez explicado el funcionamiento del sistema eléctrico español y los diversos sujetos

involucrados en el mismo, es necesario analizar cuál es la situación actual del sector en

base a la demanda, la generación y el mercado eléctrico, así como el papel de las energías

renovables en dichos ámbitos. Uno de los principales aspectos a destacar del año 2018

fue la continuación de la senda de crecimiento de la demanda de energía eléctrica que fue

iniciada en el año 2015, tras caídas en la misma durante los cuatro años anteriores (Red

Eléctrica Española, 2018) 35. Esta tase de crecimiento, un + 0,4% respecto al año anterior

(2017), equivale también al incremento que se ha producido en el consumo anual de

electricidad en la península ibérica.

Con respecto a los principales sectores de la actividad económica, podemos destacar, por

un lado, el consumo eléctrico industrial, mayor representante de la demanda registrando

un descenso del 2,3% o el sector de los servicios, marcando igualmente un descanso del

0,6%. Por otro lado, el conjunto de otros sectores de la actividad experimentó un ligero

incremento del 0,4% en el último año. De esta manera, la demanda total de energía

eléctrica en España es equivalente a 268.877 GW/h 36.

Sin embargo, si nos referimos a la capacidad instalada este último año, no se ha producido

variación con respecto al año anterior, registrando la cifra de 104.094 MW de potencia

eléctrica, correspondiendo el 46,7% a instalaciones de energía renovable (+0,9 %).

_____________________________________________________________________

35 Red Eléctrica de España (2018) Informe del Sistema Eléctrico Español 2018. Madrid: Red Eléctrica de España. 36 GW/h es la unidad de medida de la energía producida por las centrales eléctricas y corresponde a Gigavatios por hora.


24

De esta manera, a través de las cifras es posible observar la transición hacia las energías

de procedencia renovable que está teniendo lugar en el sector eléctrico español. Añadido

a la ya mencionada energía renovable instalada, se ha producido un incremento de más

del 6% en la generación de energía renovable este último año, alcanzando una cuota del

40,1%. Dicho incremento se debe principalmente a una recuperación del 84,9% de la

energía hidráulica a lo largo del año, cuyo desempeño en años anteriores se vio marcado

por las fuertes sequías que afectaron al país.

Figura nº9 – Potencia Energética Instalada en España

Fuente: (Renovable, 2018) 37

En la Figura nº4, podemos observar cómo son los ciclos combinados de gas y la energía

eólica las fuentes que más han incrementado desde el año 2000, aunque en el primer caso,

esta tendencia se ha ido deteniendo progresivamente hasta el punto en el que se está

llevando a cabo la desinstalación de parte de dicha potencia. El desarrollo de las energías

renovables se ha producido como consecuencia del nuevo marco regulatorio y política

energética implementada por España, con el objetivo de cumplir las metas marcadas por

la Unión Europea en términos ambientales y de menor dependencia energética del carbón.

_____________________________________________________________________

37 Asociación de Empresas de Energía Renovable (2018) Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España. Madrid; APPA Renovable.


25

Figura nº10 – Comparativa de la Generación Eléctrica en España 2017/2018

Fuente: (Red Eléctrica Española, 2018)

Con el fin de visualizar de una manera más gráfica esta tendencia, en la Figura nº5, se

observa que, aunque la energía nuclear siga siendo la principal fuente de generación

eléctrica en España, su cuota está experimentando una disminución progresiva, a medida

que, tanto la energía hidráulica pero principalmente la energía eólica alcanzan cifras muy

similares; Sin embargo, un aspecto negativo acerca de esta tendencia es la paralización

del resto de energías renovables, especialmente la solar fotovoltaica y térmica, en cuanto

a la producción de energía a lo largo del último año. Una de las razones que justifica el

descenso en la cuota de ambas fuentes es la menor disponibilidad del propio recurso

primario, particularmente en las épocas de primavera y verano, siendo dichos meses los

más relevantes y eficientes en términos de captación y transformación de energía

fotovoltaica y térmica.

Finalmente, considero conveniente mencionar que, gracias al impulso y crecimiento de

las energías renovables estos últimos años, con la consiguiente disminución de la

producción de energías contaminantes, se ha producido un descenso en las emisiones de

CO2 del 13,8% respecto al año anterior. Por otro lado, en el ámbito territorial corresponde

destacar tanto a Castilla y León, que continúa siendo la comunidad que produce la mayor

cantidad de energía renovable en los últimos años en España (+50% energía eólica), como

a Extremadura, que posee la combinación energética más eficiente con una producción

del 99,7% de la energía libre de emisiones de CO2.


26

2.2 IMPACTO MACROECONÓMICO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

A lo largo de los últimos 2 años, las nuevas subastas energéticas y el incremento

competitivo en costes de algunas energías renovables, como las mencionadas en el

apartado anterior, han provocado el “resurgimiento” del sector con una tasa de

crecimiento del 10,8% en términos reales con respecto a la aportación directa o indirecta

al PIB nacional. Este impulso ha permitido una recuperación del % de representación del

sector en el PIB español, alcanzando un 0,87%. Sin embargo, el claro objetivo en este

aspecto es la vuelta al 1,02% que se registró en el año 2012, antes de que se comenzara a

estancar la instalación de potencia en el país. Añadida a las razones expuestas al comienzo

de este apartado, el crecimiento de la energía hidráulica tras el período de sequía sufrido

en España también ha contribuido a la obtención de estas cifras tan esperanzadoras.

Figura nº11 – Aportación directa, inducida y total del Sector Renovable al PIB

Fuente: (Renovable, 2018)

Por otro lado, uno de los principales problemas sigue siendo la capacidad de generación

de empleo en este sector. Acorde a la situación económica del país, el número de empleos

generado en los últimos años está estancado en torno a la cifra de 80000 trabajadores, una

cantidad muy lejana a las mayores tasas de empleo previas a la crisis, las cuales estuvieron

cerca de alcanzar los 150.000 empleos directos e indirectos en las energías renovables.


27

Con respecto a la balanza comercial, se produce una situación que demuestra la clara

necesidad de apostar por las energías renovables, cuyos beneficios (Limpias, Autóctonas,

Mejora del Medio Ambiente) generan una enorme riqueza, una cantidad bastante elevada

de empleo propio y, sobre todo, disminuyen en gran medida la dependencia energética

exterior. España es un país que posee recursos renovables suficientes como para no

depender tanto del exterior, lo cual perjudica enormemente la balanza comercial.

Figura nº12 – Balanza Comercial Española

Fuente: Agencia Tributaria

En la Figura nª7, se observa cómo España ha registrado en los últimos 3 años un

incremento en el déficit hasta alcanzar la cifra de 33.840 millones de euros. Al analizar

este valor, se deduce que gran parte de esta proviene del déficit del sector energético, el

cual representa el 74% del total. A pesar de que el sector renovable se mantiene

registrando un saldo exportador de unos 2700 millones de euros, no es suficiente como

para modificar esta tendencia deficitaria que esté marcando el sector energético,

demostrando la importancia de apostar por las energías renovables a largo plazo en el

propio territorio nacional.


28

Finalmente, un aspecto muy positivo para la economía española es la gran innovación

que presenta el sector de las energías renovables. A nivel mundial, las empresas

renovables españolas se sitúan entre los líderes en términos de inversión, desarrollo e

innovación, siendo su esfuerzo en este ámbito el equivalente al 3,07% del PIB en el año

2018. Esta cifra representa prácticamente el triple de la innovación media realizada por

otros sectores de la economía española (1,2%) y se posiciona casi un punto porcentual

por encima de la media de la UE (2,06%).

Sin embargo, dentro del propio sector conviene mencionar que la aportación principal a

este esfuerzo inversor en I+D proviene principalmente de la tecnología eólica y solar.

Figura nº13 – Inversión en I+D+i con respecto al PIB

Fuente: APPA Renovables, Eurostat, INE38

______________________________________________________________________

38 INE son las siglas referidas al Instituto Nacional de Estadística


29

2.3 POLÍTICA REGULATORIA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

Con el objetivo de entender el contexto en el que se desarrolla actualmente el sector de

las energías renovables, es preciso llevar a cabo una explicación en detalle de las

normativas, objetivos y directrices que regulan el ámbito energético. Los principales

objetivos que se están persiguiendo los últimos años se decretaron a través de la Directiva

2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo 39, orientados principalmente al

fomento del consumo energético procedente de fuentes renovables. De esta manera, para

el año 2020, se había establecido que el 20% de la energía consumida en la UE procediese

de generación renovable, con la excepción del sector del transporte, en el cual la cifra

establecida fue del 10% debido a la mayor dificultad de transición a vehículos y

transportes híbridos o eléctricos.

La UE puso a disposición de los Estados Miembros un conjunto de mecanismos que

contribuían a que el cumplimiento de estos objetivos fuera más asequible, entre los que

destacamos (Renovable, 2018): (1) transferencias estadísticas, que permiten la

adquisición de producción renovable de un Estado a otro; (2) proyectos conjuntos entre

Estados miembros, con la posibilidad de construir la infraestructura correspondiente en

un ámbito geográfico fuera de la UE, siempre que el consumo procedente de dicho

proyecto se realiza dentro de la misma; (3) mecanismos de apoyo conjuntos, que permiten

establecer tarifas eléctricas comunes.

Sin embargo, y aunque las subastas mencionadas anteriormente y las mejoras de la

competitividad en los costes hayan provocado una ligera “reactivación” del sector en los

últimos 2 años, va a ser complicado cumplir los objetivos marcados debido a que sería

necesario que toda la potencia que se ha subastado entre en funcionamiento. Como

consecuencia de este incumplimiento, España no va a poder satisfacer los objetivos en

materia energética a nivel europeo establecidos en el “Plan de Desarrollo de la Red de

Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020” recogido en la O.IET/2598/2012, de 29 de

noviembre 40.

______________________________________________________________________

39 Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. 40 Orden IET/2598/2012, de 29 de noviembre, por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica. Boletín Oficial del Estado, 5 de diciembre de 2012, núm. 292, pp. 83758-83764.


30

Con perspectivas hacia el futuro, unos de los aspectos más positivos de cara a los nuevos

retos planteados para el año 2030 fue el acuerdo que se produjo entre los distintos

gobiernos de la UE y el propio Parlamento Europeo, a través del cual se estableció que el

objetivo de consumo procedente de energías renovables sería del 32%, incluyendo una

cláusula de revisión al alza para el año 2023. Dicho pacto inicia un nuevo período en el

ámbito del desarrollo renovable europeo e ilusiona a todas aquellos ciudadanos, entidades

y gobiernos que creen que el futuro pasa por la transición a una energía más limpia y a la

independencia de las energías fósiles y contaminantes.

Este nuevo objetivo forma parte de la conjunción de la Directiva Europea Renovable

(REDII) y la Directiva de Eficiencia Energética (EED), siendo la primera de ellas una

modificación de la ya mencionada Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del

Consejo y la segunda perteneciente a la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo

y del Consejo41. Junto con el objetivo mencionado, es necesario recalcar otros retos que

se marcaron en las sesiones plenarias del Parlamente Europeo: “(1) Objetivo vinculante

común europeo del 32% en el uso de energías renovables para 2030, revisable solo al alza

en 2023 en caso de reducción sustancial de los costes de producción renovable, por

acuerdos internacionales contra el cambio climático o por una reducción significativa del

consumo energético; (2) consagración del derecho al autoconsumo al permitir producir,

consumir, almacenar y vender el excedente de energía producida; (3) aumenta la

seguridad jurídica al recomendar planificación, predictibilidad y estabilidad y evitar

cambios retroactivos; (4) simplificación de trámites administrativos; (5) incremento de la

cuota de renovables en sectores difusos como transporte, calefacción o refrigeración; (6)

compromiso de alcanzar el 15% de interconexión eléctrica para 2030; (7) En materia de

biocombustibles, se eliminarán de forma gradual los biocombustibles de alto cambio

indirecto en el uso de la tierra (ILUC 42)”. Estas nuevas directivas tienen una importancia

fundamental en términos de política energética nacional, debiéndose de incluir los

cambios en la regulación de junio de 2021, así como en términos de esperanza de una

transición más rápida y eficiente en España y en el resto de Europa.

_____________________________________________________________________

41 Directiva 2012/27/UE, de 25 de octubre, relativa a la eficiencia energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE. 42 ILUC son las siglas referidas a “Indirect Land Use Change” y se relaciona con la consecuencia no deseada de liberar más emisiones de carbono debido a los cambios en el uso de la tierra inducidos por la expansión de las zonas de cultivo para la producción de etanol o biodiésel en respuesta al aumento de la demanda mundial de biocombustibles.


31

2.4 ÉNFASIS EN EL SECTOR DE LA ENERGÍA EÓLICA

Finalmente, para cerrar este apartado y poner en contexto el modelo financiero referente

a un parque eólico que se explicará en el siguiente apartado, es necesario explicar

brevemente el concepto de energía eólica, así como sus ventajas e inconvenientes. En

primer lugar, se puede deducir que esta energía es aquella cuya fuente de generación es

el viento, producida a través de las corrientes de aire que se convierten en la propia

electricidad empleando un generador. España ocupa un puesto muy elevado en cuanto a

los mayores productores de energía eólica en el mundo, únicamente por detrás de EE.UU,

Alemania, China e India.

Esta energía en particular proviene de la conversión del movimiento de las hélices que

componen los molinos (aerogeneradores) en energía eléctrica. La infraestructura de un

aerogenerador “está compuesta de la torre, un sistema de orientación ubicado al final de

la misma, un armario de acoplamiento a la red eléctrica pegado a la base de la torre, una

góndola que es el armazón que cobija los componentes mecánicos del molino y que sirve

de base a las palas, un eje y mando del rotor por delante de las palas y dentro de la góndola,

un freno, un multiplicador, el generador y el sistema de regulación eléctrica.” 43

Finalmente, especificaremos algunas de las ventajas, pero también inconvenientes que

posee esta energía renovable. Entre los aspectos más positivos podríamos destacar: (1)

fuente de energía inagotable, renovable y presente en todo el mundo; (2) menor necesidad

de espacio para producir energía eléctrica; (3) no contaminante al no necesitar un proceso

de combustión para su funcionamiento; (4) costes bajos; (5) compatibilidad con

actividades como la ganadería o la propia agricultura y ausencia de impacto negativo en

economías locales.

Por otro lado, podríamos citar algunas desventajas a considerar con respecto a la energía

eólica: (1) falta de garantía del viento con la consiguiente inexactitud en las predicciones

de producción; (2) no almacenable, con la necesidad de consumirla de forma inmediata;

(3) impacto en el paisaje, provocando cierto malestar en la población local; (4) impacto

negativo en la avifauna, especialmente en el caso de las aves rapaces nocturnas.

____________________________________________________________________ 43 FactorEnergía (1999) Energía eólica; Qué es, cómo funciona, ventajas y desventajas [en línea] disponible en < https://www.factorenergia.com/es/blog/eficiencia-energetica/energia eolica/ > [consulta: 26 marzo 2020].

https://www.factorenergia.com/es/blog/eficiencia-energetica/energia%20eolica/


32

3. MODELO FINANCIERO APLICADO A UNA PLANTA EÓLICA

Finalmente, una vez explicado el concepto del Project Finance, así como un breve

análisis del sector de las energías renovables en España, este trabajo finalizará con la

presentación de un modelo financiero correspondiente a la construcción y explotación de

una planta eólico bajo ciertas condiciones. En primer lugar, se pondrá en contexto el

propio proyecto y las características de este, incluyendo los escenarios elegidos y aspectos

como los inputs y la producción total de la planta. En segundo lugar, se explicará en

mayor detalle los módulos del proyecto, teniendo en cuenta línea temporal, gastos tanto

de capital como de explotación, el tipo de financiación y la procedencia de esta y, por

último, los flujos de caja que genera la instalación de los molinos que conforman los

parques. En tercer y último lugar, se expondrán las principales conclusiones derivadas del

proyecto y cuestiones en relación con la rentabilidad obtenida dado un apalancamiento

determinado.

3.1 CONTEXTO DEL PROYECTO

Este proyecto consiste en la construcción de una planta eólica en Canarias , región que

apuesta en mayor medida por las energías renovables y más concretamente por la energía

eólica, por parte de una entidad de nombre X mediante la modalidad de Project Finance

y la consecuente creación de una SPV que albergará el proyecto.

Una de las principales desventajas de elegir Canarias como localización es que supone

mayores costes destinados al transporte de los componentes de la planta hasta la

localización y la falta de una línea de conexión subterránea que conecte con la península;

Por ello se ha considerado un sobrecoste del 10% aplicado tanto al TSA como al BOP y

sus costes asociados, compensado con un mayor precio de venta de energía. En base al

mapa eólico creado por CENER 44, en las islas existen indicaciones con una velocidad

media del viento de 5 m/s. Para entender con mayor facilidad el funcionamiento del

modelo, se han establecido 10 escenarios diferentes, compuestos por una financiación a

través de Equity y 9 opciones procedentes de Bancos, habiendo elegido la primera como

escenario para la simulación. Por otro lado, la planta eólica está formada por 14

infraestructuras o parques de los cuales se han tomado 6 muestras con el fin de extraer

conclusiones de la explotación energética.

________________________________________________________________

44 CENER corresponde a las siglas de Centro Nacional de Energías Renovables.


33

Sin embargo, en situaciones reales, uno de los principales aspectos a tener en cuenta es la

legislación nacional con respecto a la instalación y construcción de parques energéticos

cuando la energía instalada proceda de las subastas IFE 45. Dicha legislación corresponde

tanto al RD 650/2017, de 16 de junio46, como a la O.ETU/615/2017, de 27 de junio47. Se

asume la adquisición de los MW procedentes de una empresa ganadora en la última

subasta IFER, cuya adjudicación asciende a 433 MW, de los cuales tomaremos 199 MW

correspondientes a los 6 parques elegidos.

3.2 MÓDULOS DEL PROYECTO

En este apartado, se llevará a cabo una explicación de las diversas variables que se han

tenido en cuenta para la realización del Project Finance de la planta eólica en las Islas

Canarias. De esta manera, se expondrá de forma detallada el escenario elegido para la

simulación, así como los ingresos futuros procedentes del proyecto en el último punto.

Con el fin de reducir en la mayor medida posible el espacio empleado para explicar el

modelo, las capturas que contengan información relevante y no puedan interpretarse de

forma eficiente sin emplear el suficiente espacio, serán incluidas en el anexo

correspondiente, haciendo referencia a las mismas siempre que sea necesario.

3.2.1 Cronología del Proyecto

Desde el punto de vista temporal, podemos establecer una separación definida entre 2

períodos que constituyen la totalidad de la duración del proyecto: (1) instalación y

construcción del parque eólico; (2) explotación del proyecto y generación eléctrica. La

primera de estas 2 etapas comienza con un estudio de la viabilidad del terreno y de las

propias condiciones del viento en la comunidad de Canarias, más particularmente en la

localización exacta. Una vez finalizados dichas comprobaciones, se procederá no sólo a

la construcción del parque empleando los materiales previamente adquiridos, sino

también a la planificación de los procesos de transporte de la energía y reforestación de

la zona afectada por las nuevas infraestructuras instaladas.

___________________________________________________________________ 45 IFER corresponde a las subastas de Instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de Fuentes de Energía Renovable. 46 Real Decreto 650/2017, de 16 de junio, por el que se establece un cupo de 3.000 MW de potencia instalada, de nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables en el sistema eléctrico peninsular, al que se podrá otorgar el régimen retributivo específico. Boletín Oficial del Estado, 17 de junio de 2017, núm. 144, pp. 50550 a 50553. 47 Orden ETU/615/2017, de 27 de junio, por la que se determina el procedimiento de asignación del régimen retributivo específico, los parámetros retributivos correspondientes, y demás aspectos que serán de aplicación para el cupo de 3.000 MW de potencia instalada, convocado al amparo del Real Decreto 650/2017, de 16 de junio. Boletín Oficial del Estado, 28 de junio de 2017, núm. 153, pp. 54433 a 54436.


34

Esta primera fase de construcción comprende un período de unos 24 meses, que dará

comienzo el día 1 de enero de 2019 y finalizará el 31 de diciembre de 2020,

estableciéndose la conexión con la 2º fase del proyecto, cuya duración será más extendida.

De esta manera, la etapa de explotación está supeditada a la vida útil de los

aerogeneradores, por lo que se fijará en torno a unos 25 años, que comenzarán el día

posterior al fin de la etapa de construcción, 1 de enero de 2021, y finalizarán el 31 de

diciembre de 2045, siempre y cuando las estimaciones de los flujos de caja sean correctas

y no se produzcan eventos que paralicen el funcionamiento de la planta y den por

finalizado el proyecto.

3.2.2 CapEx del Proyecto

Los principales costes derivados de inversiones realizadas en inmovilizado (CapEx, siglas

en inglés que corresponden a Capital Expenditures) proceden de diversos orígenes: (1)

tasas de desarrollo del proyecto; (2) costes derivados de los terrenos alquilados o

adquiridos; (3) TSA48, que hace referencia a los costes derivados de contratos de provisión

de infraestructuras o servicios por parte del vendedor al propio comprador ; (4) BOP49 y

costes asociados a los componentes del sistema de funcionamiento de la planta eólica, sin

incluir la propia infraestructura; (5) mediciones de la capacidad eólica; (6) seguros; (7)

tasas y licencias (ICIO 50); (8) servicios y acuerdos de construcción (COMSA 51); (9) otros

costes estimados; (10) due dilligence; (11) contingencias, es decir, costes que se prevén

por experiencias pasadas en proyectos similares.

Como se podrá ver en el desglose del propio CapEx a continuación, existen dos

condiciones que pueden modificar sustancialmente los costes derivados de este tipo de

inversiones. En primer lugar, es necesario tener en cuenta si se recibe un subsidio que

permite aliviar la carga financiera de la propia construcción de la infraestructura. En el

modelo presentado, esta ayuda únicamente iría destinada a la reducción de costes

derivados del contrato TSA y a aquellos que van asociados al BOP, siendo en nuestro

modelo igual a 0. Por otro lado, se ha aplicado una tasa o condición especial de incremento

de costes del 10%, derivados de la mayor dificultad de traslado y adquisición de

componentes desde la Península a la zona de construcción en las Islas Canarias.

___________________________________________________________________ 48 TSA corresponde al contrato conocido como Transitional Service Agreement. 49 BOP son las siglas referentes al término anglosajón Balance of Plant. 50 ICIO es el impuesto establecido sobre las Construcciones, Instalaciones y Obras en España. 51 COMSA hace referencia al Acuerdo de Servicios de Construcción (Construction Management Services Agreement)


35

Tabla nº1 (14) – Desglose de los costes totales de CapEx (Millones de euros)

Fuente: Modelo Financiero, Elaboración Propia

En la Tabla nº1, las ayudas por localización, en caso de aplicarse, tendrían incidencia

tanto en los acuerdos de transporte (TSA) y en los costes derivados de la planta y sus

componentes (BOP). En última instancia, para poder establecer un coste aproximado

derivado de las contingencias, se establece un porcentaje de 4%, siendo el coste total la

multiplicación de dicho valor por la suma total de los costes previos. De esta manera, es

posible cubrir los importes no esperados de cada una de las inversiones acometidas.

Finalmente, hay que tener en cuenta que no todos los costes presentados se pagan en su

totalidad en el primero de los períodos, sino que se distribuyen a lo largo de los 24 meses

de la primera etapa en función de lo acordado con otros agentes o lo planificado dentro

de la propia entidad. Dicha distribución se establece de la manera que se puede visualizar

en el Anexo nª1, dónde se puede ver tanto los porcentajes mencionados para cada coste,

como el importe que es necesario desembolsar en cada uno de los 24 períodos

(ANEXOS). El modelo financiero, incluyendo todos los aspectos que no es posible

adjuntar en los anexos, estará disponible para todas aquellas personas que lo soliciten.

Concept

Development fee

Land

TSA

BOP & associated costs

Wind Assessment

Insurance

Fees & Licenses (ICIO)

Services & Construction Management Agreement (COMSA)

Other

Due Diligence

Contingencies (4,00%)

Project Cost (Subsidy)

13.930,00

0,00

141.531,69

39.850,18

1.156,72

331,73

3.280,94

1.194,00

741,60

327,71

8.093,78

210.438,4


36

3.2.3 Escenarios del Proyecto

En el Anexo nº2 (ANEXOS), es posible observar los escenarios seleccionados para las

diversas variables que determinan el tipo de financiación, la capacidad de generación

eléctrica por parte del parque y, en última instancia, los flujos de caja resultantes. De esta

manera, respecto a los escenarios empleados en las variables nombradas como “aspectos

financieros”, no es posible adjuntar una captura que muestre la evolución a lo largo de

toda la vida útil al ser una duración tan larga. Sin embargo, esta información será posible

observarla en el modelo original en Excel.

Por otro lado, la capacidad energética de la planta eólica dependerá de tres aspectos

principalmente: (1) capacidad instalada en cada uno de los parques que conforman la

infraestructura; (2) total de horas de funcionamiento (3) la energía neta que puede llegar

a generarse medida en MW/h y a corto (1 año) o a largo plazo (10 años).Tanto la energía

neta como el número de horas dependen del escenario que consideremos adecuado elegir

entre los siguientes: (1) P50 (Escenario 1); (2) P75 (Escenario 2); (3) P90 (Escenario 3).

Con el fin de realizar las estimaciones reflejadas en el modelo en términos de flujos de

caja generados, se ha seleccionado el escenario 1 (P50) para la simulación

correspondiente.

Tabla nº1 (15) – Producción y Horas correspondientes a cada parque


Wind Farm MW

Rupwind 1 24,0

Rupwind 2 30,0

Rupwind 3 30,0

Oilean A 1 40,0

Oilean A 2 40,0

Oilean A 3 24,0

Oilean C 1 35,0

Oilean C 2 30,0

Oilean C 3 30,0

Vvv 30,0

Www 30,0

Xxx 30,0

Yyy 30,0

Zzz 30,0

199,0

Total Hours Total Production

3.200,0 76.800,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 128.000,0

3.200,0 128.000,0

3.200,0 76.800,0

3.200,0 112.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 96.000,0

3.200,0 636.800,0


37

Con respecto a la Tabla nº2, el total de MW instalados que se muestra corresponde

únicamente a la muestra de 6 parques que han sido seleccionados para realizar el modelo,

estableciéndose el mismo cálculo para la columna de horas y producción totales. Los

parques que han sido seleccionados son los siguientes: (1) Oilean A1; (2) Oilean A2; (3)

Oilean A3; (4) Oilean C1; (5) Oilean C2; (6) Oilean C3.

3.2.4 Financiación del Proyecto

Uno de los aspectos más importantes del Project Finance es decidir el porcentaje de

deuda (apalancamiento) y Equity que establecemos para financiar el propio proyecto. Por

otro lado, se considera el supuesto de que la empresa posee el 100% de la propiedad de

la SPV creada para albergar el proyecto.

La financiación del proyecto se estructura con un 44,5% de deuda y un 55,5% de Equity.

Con respecto a la deuda, es necesario tener en cuenta los siguientes aspectos: (1) Tenor52

= 15 años; (2) financiada a un tipo de interés del 2,25%; (3) commitment fee53 del 40%;

(4) upfront fee54 del 1,5%; (5) primera amortización se lleva a cabo en el año 2021, tras

finalizar el período de construcción; (6) DSCR55 (destinado a la deuda e intereses) = 1,5x;

DSRA56 (plazo) = 6 meses.

Por el lado del Equity, es común que la empresa, propietaria del proyecto y de la SPV

que lo albergará, proporcione el 100% de capital a través de sus fondos propios. Sin

embargo, en el proyecto propuesto, hay que diferenciar entre dicha cantidad de Share

Capital, en nuestro caso de un 80% (44,4% de la financiación total) y la obtenida a través

de deuda subordinada, siendo esta el 20% restante (11,1% de la financiación total). El

tipo de interés establecido para esta deuda subordinada, cuyo pago de interés depende de

la obtención de un número determinado de ingresos o flujos de caja en función de la

cláusula negociada, es del 6%. La devolución de la deuda se vincula a través de una

cláusula Pari Passu, la cual establece que esta inyección de capital y el pago de su

principal + intereses tendrá igualdad de condiciones que el resto de las deudas contraídas.

___________________________________________________________________

52 Tenor es el plazo o número de años al que se financia la empresa en el Project Finance. 53 Commitment Fee es una tasa que el banco cobra al prestatario por mantenerle la financiación disponible a desembolsar durante el período de construcción. 54 Upfront fee es la tasa de comisión inicial que ha de pagar el prestatario a la entidad de crédito. 55 DSCR (Debt-Service Coverage Ratio) es el índice del ingreso operativo que se destinará a la devolución del principal e intereses de la deuda; DSCR = RCSD = (Ingreso Operativo)/(Principal + Intereses Deuda) 56 DSRA (Debt-Service Reserve Account) es una cuenta de reserva que permite al prestamista asegurar la capacidad de devolución de deuda del prestatario. Se mide en el número de meses de repago de la deuda que se han de mantener en la cuenta como reservas.


38

Figura nº16 – Perfil de Devolución de la Deuda Senior e Intereses


En la Figura nº9, podemos observar los plazos y el tiempo que tarda en refinanciarse la

deuda senior contraída con la entidad de crédito. De esta manera, en el transcurso tanto

del primer año (2019) como del segundo año (2020), dicha deuda se incrementa por dos

razones principalmente. En primer lugar, se pagan las tasas iniciales y de compromiso

con la entidad de crédito y se invierten los fondos en el CapEx para afrontar los costes

derivados de la construcción e instalación de todos los componentes de la planta eólica.

En segundo lugar, como ha sido mencionado anteriormente, la primera amortización se

produce en el año 2021, cuando surgen en tono amarillo los intereses derivados de esa

deuda senior. Por otro lado, el tono gris hace referencia al término Cash Sweep, “cláusula”

de un Project Finance que obliga a emplear el exceso de flujos de caja obtenidos para

refinanciar la deuda, en vez de destinarlo a la distribución de dividendos a los inversores

del proyecto. En este proyecto, no existe Cash Sweep.

Por último, hay que mencionar que existe una cobertura para los riesgos (Hedge) del

100% durante el período de construcción y de un 75% durante el período operativo. De

esta manera, el tipo de interés final a aplicar con respecto a la devolución de la deuda (1º

amortización 2021) será el resultado de la siguiente ecuación:

Ecuación nº2 (17) – Cálculo del tipo de interés aplicable 𝑇𝑖𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟é𝑠 = 𝐸𝑢𝑟𝑖𝑏𝑜𝑟 × (1 − 𝑁𝑜𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 %) + 𝐻𝑒𝑑𝑔𝑒 × 𝑁𝑜𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 % + 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟é𝑠 (2,25%) i.e Período Operativo Tipo Int. (n1). = Euribor (n1) x (1 – 75%) + 1,6% x 75% + 2,25% (n =Año 1)


39

3.2.5 Cash Flow del Proyecto

El Cash Flow de un proyecto se describe como movimientos de efectivo que se producen

en cada uno de los períodos, ya sea hacia o desde la cuenta del proyecto, siendo los

ingresos los flujos de caja positivos y los gastos los flujos de caja negativos. Sin embargo,

un aspecto muy importante es el factor tiempo y un ejemplo de ello es que (Speed,

1997)57, en su definición de Cash Flow, lo describe como "el calendario de pagos en un

período de tiempo que un propietario tiene que hacer para construir un proyecto”.

En base a la tabla de los flujos de caja que se ha adjuntado en los anexos (ANEXOS), el

principal aspecto a destacar es los diferentes flujos de caja que se pueden calcular en base

a los ingresos y costes derivados de un Project Finance. En primer lugar, es necesario

recalcar que la principal diferencia entre el resultado del ejercicio, presente en la cuenta

de resultados, y el flujo de caja resultante, es que el primero de estos tiene en cuenta

aspectos que no influyen en el movimiento de efectivo mencionado en la definición. Por

ejemplo, las amortizaciones de los activos no suponen ningún tipo de salida de dinero de

la entidad como consecuencia del desgaste del inmovilizado, por lo que no se tendrán en

cuenta en el estado de flujos de caja, sin embargo, sí que se tienen en cuenta en el cálculo

del resultado del ejercicio.

Consecuentemente, el primer aspecto a tener en cuenta son las principales inversiones

que se han realizado. En este caso, únicamente se contabilizan en los dos primeros

períodos, durante los cuales se produjo la construcción del parque. A continuación, para

el cálculo del Cash Flow from Operations (CFO), se recogen los ingresos y gastos

derivados de la actividad regular de la entidad, consistente en los ingresos obtenidos de

la venta de energía al Pool Price58, incluida la inflación y el Capture Price 59, así como

los costes operativos derivados del funcionamiento de la planta, conocidos como OPEX

(Operational Expenditures). Finalmente, para determinar el Operating Cash Flow (OCF),

únicamente disminuiremos el flujo de caja calculado previamente en la cantidad que

debamos abonar procedente del impuesto sobre los beneficios empresariales, debido a

que no tendremos en cuenta el VAT (IVA) en el proyecto.

___________________________________________________________________

57 Speed, W. (1997) The Engineer's Cost Handbook Tools for Managing Project Costs. Primera ed. Nueva York: Marcel Dekker, Inc. 58 Pool Price hace referencia el precio de le energía en un país determinado. 59 Capture Price es el spread o precio garantizado de la energía, representado como un % del Pool Price.


40

El siguiente paso es el más importante de cara a estudiar la viabilidad del proyecto. Una

vez tenemos los flujos de caja operativos, debemos considerar 3 aspectos fundamentales:

(1) inyección de capital social; (2) capital procedente de la deuda subordinada; (3) capital

procedente de la financiación senior. Durante los dos primeros años, dichas inyecciones

de capital y deuda permitirán compensar positivamente la inversión destinada a CapEx.

Consecuentemente, obtendremos el Cash Flow for Debt Services (CFADS), que nos

indicará la capacidad que tiene la SPV para llevar a cabo la devolución del principal y los

intereses de la deuda senior. A continuación, fruto del descuento mencionado

anteriormente, se obtiene el Cash Flow for Reserves, a través del cual se aportarán o

deducirán fondos de la cuenta DSRA, en función del objetivo. (50% Principal + Intereses

Deuda Senior Anual = DSRA). Como resultado del balance para el mantenimiento del

DSRA, obtendremos el Cash Flow available for Subordinated Debt.

Por último, obtendremos el Cash Flow for Distribution o Free Cash Flow, descontando

del anterior tanto la devolución del principal como de los intereses de la deuda

subordinada. Se observa como en los dos primeros años no se obtiene ningún exceso de

efectivo por dos razones: (1) en el año 1, todo el flujo de caja resultante de pagar las

inversiones realizadas con las inyecciones de capital a través del Equity y la deuda, son

destinadas al pago de la tasa inicial establecida por el prestamista; (2) en el año 2, una vez

eliminada dicha tasa, se destina el exceso de caja a la aportación de fondos para la cuenta

DSRA. Como conclusión se puede deducir que la capacidad de soportar la deuda por

parte de la SPV es fundamental para la supervivencia de este tipo de proyectos y que

depende de la comparación de dos variables: (1) CFADS; (2) Debt Services.

Figura nº18 – CFADS y cantidad empleada en Debt Services por período



41

3.3 CONCLUSIONES DEL TRABAJO

Como conclusión del proyecto, se puede afirmar que se trata de una inversión rentable

para los inversores como veremos en la tabla adjuntada. Hay que tener en cuenta que el

sector de la energía eólica ha realizado ya su transición a una fase madura, aspecto que le

diferencia notablemente del resto de energías renovables, por lo que las rentabilidades

que derivan de los proyectos tienden a ser más constantes debido a la lenta innovación en

tecnología de los últimos años.

Tabla nº2 (19) – Valoración y Retornos del Proyecto


La Tabla nº3 expone un resumen de los principales indicadores respecto a la valoración

del proyecto. Como consecuencia de la buena gestión y cumplimiento de las previsiones,

se obtiene una TIR del 8,23%60, superior a la media de este tipo de proyectos (6-7%). Por

otro lado, el Payback de la deuda se estima en 14 años, lo que indica que los flujos de

caja permiten el retorno de la financiación en el “corto plazo” con relación a la duración

del proyecto. Finalmente, hay que destacar el hecho de que la TIR del Equity61 (9,10%)

es superior a la exigida inicialmente por los inversores (9%), cumpliendo con las

expectativas del proyecto, así como ofreciendo una rentabilidad procedente de los

dividendos (Media de los 5 primeros años) de un 5,5% Indicador corto plazo.

___________________________________________________________________

60 Tipo de Interés de Retorno derivado de los flujos de caja operativos del proyecto. 61 Tipo de Interés de Retorno derivado de las cuentas que forman parte del Equity (Principal e Intereses Deuda Subordinada, Dividendos, Devolución Capital, Winding Up y Settlement).

Returns & Valuation

Project IRR 8,23%

Debt Cost 3,60%

Free Cash Flow IRR 9,21%

Equity IRR 9,10%

Equity Valuation (VNA) 1.281,5

9,00%

Payback (Years)

14,0

Dividend yield 5y 5,55%


42

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potencia instalada, de nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de

fuentes de energía renovables en el sistema eléctrico peninsular, al que se podrá otorgar

el régimen retributivo específico. Boletín Oficial del Estado, 17 de junio de 2017, núm.

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Real Decreto 437/2010, de 9 de abril, por el que se desarrolla la regulación del proceso

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2010, núm. 96.

Real Decreto-Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Boletín Oficial del

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Orden IET/2598/2012, de 29 de noviembre, por la que se inicia el procedimiento para

efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica. Boletín

Oficial del Estado, 5 de diciembre de 2012, núm. 292, pp. 83758-83764.

Orden ETU/615/2017, de 27 de junio, por la que se determina el procedimiento de

asignación del régimen retributivo específico, los parámetros retributivos

correspondientes, y demás aspectos que serán de aplicación para el cupo de 3.000 MW

de potencia instalada, convocado al amparo del Real Decreto 650/2017, de 16 de junio.

Boletín Oficial del Estado, 28 de junio de 2017, núm. 153, pp. 54433 a 54436.


44

Leyes Europeas:

Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril, relativa al fomento del uso de energía procedente

de fuentes renovables.

Directiva 2012/27/UE, de 25 de octubre, relativa a la eficiencia energética, por la que se

modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las

Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE.

Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de

2001, relativa a la promoción de la electricidad generada de fuentes de energía renovables

en el mercado interior de la electricidad. 27 de octubre de 2001. Bruselas: Diario Oficial

de las Comunidades Europeas.

Protocolos:

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de 2002.

Páginas Web/Base de datos

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Red Eléctrica de España (REE): http://www.ree.es

Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA): https://www.bbva.es

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Omel Diversificación: http://www.subastasrenovables.omie.es/subastas-renovables

Endesa: https://www.endesa.com/es.html

Asociación Empresarial Eólica (AEE): https://www.aeeolica.org/

National Renewable Energy Laboratory (NREL): https://www.nrel.gov/

Trade Financial Global: https://www.tradefinanceglobal.com/

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Forestalia: http://www.forestalia.com/en/

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https://www.urjc.es/


45

ANEXOS

Anexo nº1 - Desglose de los costes derivados de las inversiones en inmovilizado en % y

en euros por período (CapEx):


46

Anexo nº2 – Escenarios seleccionados para la elaboración del modelo financiero:

Scenario Selected

1

Equity

Project Dates

Construction Period Start Date 01/01/2019

Construction Period End Date 31/12/2020

Construction Period (Months) Months 24

Beginning Operating Lifespan (COD) Date 01/01/2021

End Operating Lifespan Date 31/12/2045

Operating Lifespan Years 25

Days in a year Days 360

Key Figures

Installed Capacity MW 199,00

Production Switch P50

Net Energy Output Switch 10 Year

Production Hours Hours 3.200,00

Financing Assumptions

CPI Revenues Switch Scenario 3 (0,01)

CPI Costs Switch Scenario 3 (0,01)

Pool Price Switch Scenario 2

Capture Price Switch Scenario 1

Euribor Switch Scenario 1

Senior Debt

% of Debt Leverage % 44,5%

Tenor Years 15

Senior Debt Margin Scenario Switch Scenario 1

Commitment Fee % 40,00%

Upfront Fee % 2,00%

First Amortization Years 2021

DSCR Scenario (Debt Sizing) Switch Scenario 1

DSCR for Distribution Ratio 1,15x

Debt Service Reserve Account Months 6

Cash Sweep Switch No

Cash Sweep % % 50%

Cash Sweep Beginning Year Years 2025

Min. DSCR 1,05x

Hedge

Hedge Selected Switch Yes

Notional (Construction Period) % 100,00%

Notional (Operation Period) % 75,00%

Hedging Period Years 15

Hedge Strike % 1,60%

Equity

% of Equity Leverage % 55,5%

% Share Capital % 80,0%

% Subordinated Debt % 20,0%

Subordinated Debt Margin % 6,00%

Equity Injection Switch Pari passu

VAT Debt

VAT Margin % 1,5%

Tax

VAT % 0,0%

Corporate Tax % 4,0%

Limit to deduct interest (% EBITDA) % 30,0%

Minimim deductible k€ 1.000,0

Compensation limit for carryforward losses % 70,0%

Accounting

Legal Reserve - Target Balance % 20,0%

Legal Reserve - Yearly Maximum % 10,0%

Minimum cash k€ 2.000,0


47

Anexo nº3 – Cash Flow del Proyecto:


48

Anexo nº4 – Balance de Situación del Proyecto:


49

Anexo nº5 – Cuenta de Resultados del Proyecto:

Project F

inance en el sector de las Energías R

enovables

50 A

nexo nº6 – Resum

en del Proyecto en cifras:

Scenarios Wind Farms Key Figures Return

Beginning of construction period 01/01/2019 Project IRR 8,23%

Commercial Operations Date (COD) 01/01/2021 FCF IRR 9,21%

Installed Capacity 199,00 Equity IRR 9,10%

Production Scenario P50

Total Production 636.800

Pool Price Scenario 2

Valuation

Discount rate 9,00%

Uses & Sources Equity NPV 1.281,5

Payback (years) 14 years

Capex 210.438,4 Dividend yield 5 y 5,55%

Financial Expenses 4.538,5

VAT 0,0

DSRA 5.308,1

Upfront fee 1.978,1 Debt

222.263,1

Debt Amount 98.907,1

VAT 0,0 Leverage 44,5%

Debt 44,5% 98.907,1 Average Debt Cost 3,60%

Equity 55,5% 123.356,0 DSRA 6 months

222.263,1 Tenor 11 years

DSCR 1,7x

Checks OK

Balance Sheet OK

Cashflow OK

Debt Amortized OK

DSCR OK

Equity

Banks 1

Banks 2

Banks 3

Banks 4

Banks 5

Banks 6

Banks 7

Banks 8

Banks 9

Rupwind 1

Rupwind 2

Rupwind 3

Oilean A 1

Oilean A 2

Oilean A 3

Oilean C 1

Oilean C 2

Oilean C3

Vvv

Www

Xxx

Yyy

Zzz Debt Sizing

Project finance: sector de las energías renovables

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