Es ya muy frecuente leer noticias sobre operaciones de compraventa de parque eólicos, por ejemplo, “Kobus Partners compra dos parques eólicos a Renovalia y Matarromera”. También es muy frecuente encontrarnos con anuncios que nos sugieren la inversión en energía eólica participando en un proyecto de instalación de una planta. No será extraño que como asesores financieros se nos consulte en alguna ocasión sobre estas cuestiones. Recordemos que la inversión en energía renovables cumple con los criterios ESG y está incluida en la taxonomía verde de la UE, es decir, es una inversión sostenible.
El objeto de este artículo es tatar de explicar desde un punto de vista estrictamente financiero cómo se valora una instalación eólica más allá de las cuestiones tecnológicas que competen a otros profesionales.
La energía eólica es el proceso mediante el cual se obtiene electricidad a través del viento. Para ello es necesario aerogeneradores que transforman la energía cinética de las masas de aire en energía eléctrica. Esto es lo que conocemos como un parque eólico. Desde un punto de vista financiero un parque eólico no es más que un activo que genera flujos de caja durante un periodo determinado de tiempo. Por lo tanto, y como nos indica RICS[1] el enfoque más relevante a la hora de obtener un valor de mercado es el Descuento de Flujos de Caja (DCF) aplicado al periodo durante el que la instalación tiene viabilidad técnica y recibe ayudas gubernamentales.
Recordemos brevemente el esquema general para obtener el Flujo Libre de Caja (FCF) y de valoración por DFC[2]:
+ Ingresos
– Costes de Explotación
=EBITDA
-Amortización
=EBIT
-Impuesto ajustado
=NOPLAT
+Amortización
-CAPEX
=FCF
El sumatorio de los FCF descontados a la tasa de descuento apropiada es al valor del activo en la fecha de valoración.
Los ingresos:
El titular de la instalación tiene tres alternativas para la remuneración de la energía eléctrica generada:
- Vender la electricidad a la empresa distribuidora a tarifa regulada, cuyo importe depende de la potencia y de los años transcurridos desde la fecha de puesta en marcha de la instalación. Estos parámetros retributivos están fijados actualmente en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero. La retribución regulada se revisa cada tres años de acuerdo a las estimaciones de ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio medio anual del mercado diario e intradiario, en función de la evolución de los precios del mercado y las previsiones de horas de funcionamiento. Cuanto más alto sea el precio estimado de la energía en el mercado, la retribución regulada que reciben las energías renovables será menor, ya que con precios de mercado más altos se reduce la parte de la inversión que las instalaciones no pueden recuperar vía venta en el mercado
- Vender la electricidad libremente en el mercado mayorista, acudiendo directamente al mismo. OMIE es el operador de mercado eléctrico designado (NEMO, según la terminología europea) para la gestión del mercado diario e intradiario de electricidad en la Península Ibérica.
- Vender la energía generada mediante un contrato bilateral o a plazo con una comercializadora (PPA o Power Purchase Agreement). Un PPA es un acuerdo de compraventa de energía renovable a largo plazo desde un activo concreto y a un precio prefijado entre un desarrollador renovable y un consumidor —por lo general, empresas que necesitan grandes cantidades de electricidad— o entre un desarrollador y un comercializador que revenderá la energía. Comienza a ser habitual leer en la prensa económica noticias del siguiente tenor: “Repsol y Kraft Heinz han alcanzado un acuerdo de compraventa de energía (PPA) de larga duración por el cual la compañía española le suministrará electricidad de origen 100% renovable generada por 34,2 MW de capacidad en el complejo eólico Delta, ubicado en Aragón.”
La existencia de un mercado a plazo liquido y una cámara de compensación donde registrar los PPA, facilita la existencia de un mercado a plazo o mercado de futuros donde podemos consultar los precios para los años proyectados en de DCF.
Costes de explotación:
Existen costes generales similares a los de cualquier explotación económica y otros específicos de las plantas de generación de electricidad, así como impuestos y gravámenes específicos. Entre los específicos podemos destacar:
- Representación mercado: Este tipo de productores necesita un representante ante todos los organismos implicados en la gestión técnica, económica y administrativa de la venta de su energía. Este coste está tasado en 0,005€/kWh
- Peajes: Coste de utilización de la red eléctrica, 0,005€kWh
- Suministro eléctrico: Consumo eléctrico de la instalación.
- TTR (Telemedidas en Tiempo Real): Coste de la monitorización y el envío de telemedidas al operador del sistema en tiempo real.
- Impuesto de electricidad: Esta grava la producción con un tipo impositivo del 7%. Actualmente está suspendido.
- Mantenimiento preventivo: El mantenimiento preventivo de módulos fotovoltaicos es aquel mantenimiento que tiene como primer objetivo evitar o mitigar las consecuencias de los fallos o averías de un sistema en la instalación solar fotovoltaica. Trata de prevenir las incidencias antes de que estas ocurran.
- Mantenimiento correctivo: se aplicará únicamente cuando por circunstancias sobrevenidas, debidas a averías en la instalación, sea necesario subsanar el defecto de la misma.
La tasa de descuento
Recordemos que estamos valorando un activo (una instalación) y no una empresa con sus accionistas y acreedores financieros. Por lo tanto no podemos hablar estrictamente de WACC (Coste del Capital Medio Ponderado) y si de rentabilidad razonable. En este sentido, y como práctica habitual, se utilizan los valores de rentabilidad razonable recogidos en la regulación de los parámetros retributivos. Actualmente la rentabilidad razonable para instalaciones anteriores a 2013 es el 7,398% y posteriores a 2013 7,09%, valores estos que se utilizan como tasa de descuento al realizar la valoración.
Vida útil de la instalación
El periodo de tiempo en el que vamos a proyectar los Flujos de Caja es la vida útil regulatoria de la instalación. La regulación la establece en 25años, es decir, las proyecciones del modelo DCF alcanzaran 25 años. A diferencia de la valoración de una empresa, en la que se supone que la actividad de esta continuara indefinidamente y por ello se calcula un término a perpetuidad, la valoración del activo eólico tiene un plazo de 25 años. Transcurrido este plazo deberemos contemplar la posibilidad de reinversión o desmantelamiento de la instalación.
Desarrollo práctico
A efectos puramente didácticos, y con las debidas simplificaciones, imaginemos que vamos a valorar un parque eólico de 9MW. Son varios los inputs que demos tener en cuenta:
- Inversión inicial: la inversión inicial es de 6.000.000€ y suponemos que se realiza en un solo ejercicio es decir, la construcción del parque eólico se hace en un solo año y el desembolso se realiza en una única vez.
- Producción: La producción se mide en MWh, en nuestro caso 28.000 MWh. Un megavatio hora (MWh) es una medida de energía por tiempo, que equivale a un megavatio de potencia usado durante una hora.
- Ingresos: Se ha suscrito un PPA con un gran consumidor de energía con un precio fijo de 65€ MWh durante 25 años.
- Costes de explotación: Se estiman en 15€ MWh
- Costes de reversión: son aquello gastos necesarios para, una vez finalizada la explotación, revertir los terrenos en donde se ha instalado el parque a su situación original. Se estiman en 1.500.000€.
- CAPEX Anual: se trata de la inversión en mantenimiento preventivo o correctivo de la instalación. En multitud de valoraciones no se considera inversión y si gasto anual. Lo hemos estimado en 50.000€ anuales.
- Tipo Impositivo: 25%
- Tasa de descuento: 7,09%
- No se han considerado los efectos de la inflación.
La siguiente tabla resume los cálculos esenciales del valor de la instalación (expresado en miles de euros):
El valor actual neto de la instalación eólica con una capacidad instalada de 9MW será igual al sumatorio de sus flujos de caja actualizados menos la inversión inicial:
VAN= (6.000.000) +18.542.797= 12.542.797 €
[1] Royal Institution of Chartered Surveyors. The Valuation of Assets in the Commercial Renewable Energy Sector.
[2] Nótese que no se incluye la inversión en Necesidades Operativas de Fondos, ya que las políticas de cobro y pago corresponden a una empresa y no a un activo.