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Los fondos absorben la energía española

Las compras del capital privado auguran grandes cambios en el mercado

El peso del capital español en activos energéticos es más frágil que nunca. El sector, formado por unas 85.000 empresas, entre las que se encuentran cientos de comercializadoras, distribuidoras y generadoras, vive una ola de compras acelerada gracias al renovado interés de fondos de capital extranjero, que, con mayor o menor apetito por el riesgo, han puesto sus ojos —y su dinero— en el país. La carrera empezó hace dos años con operaciones en energías renovables y se ha extendido a activos más tradicionales (de eléctricas, gas o petróleo) con momentos explosivos, como el que se vivió a finales del mes pasado: en solo una semana los fondos compraron infraestructuras por valor de 3.700 millones de euros.

Vista de los depósitos de gas de la gasificadora de Ferrol.  
Vista de los depósitos de gas de la gasificadora de Ferrol.  

En 2016 la energía nacional también vivió sus momentos de gloria. España fue el mercado de Europa más activo en el tercer trimestre, con operaciones corporativas por valor de 5.405 millones de euros según datos del informe Power transactions and trends de EY. Fue entonces cuando Repsol y Caixabank se desprendieron de su 20% en Gas Natural por 3.800 millones. Las acciones están ahora en manos de GIP, la gestora estadounidense presidida por el nigeriano Adebayo Ogunlesi, a su vez miembro del comité de dirección de Goldman Sachs. Durante esos meses se produjo otro anuncio multimillonario: Endesa, la compañía española con más del 70% del capital en manos de la italiana Enel, se hacía con el 60% de Enel Green Power por 1.207 millones. Completaba así hasta el 100% su participación en el cuarto operador del sector español de renovables.

Lo que ocurre forma parte de una tendencia global: solo en el negocio de petróleo y gas, las compraventas alcanzaron en el mundo los 395.000 millones de dólares en el pasado ejercicio, el equivalente, por ejemplo, al PIB irlandés de un año. “Es muy probable que las operaciones continúen en 2017 en este segmento”, vaticina EY.

El arranque del año no ha estado exento de movimientos. El gigante británico CVC (accionista de Deóleo y Cortefiel), cerró la adquisición por 1.100 millones de euros del 25% de la operadora que gestiona los grandes oleoductos del país, CLH. Se convierte así en su principal accionista, seguido del fondo de inversión canadiense Borealis y de la firma de inversión Ardian (antes Axa Private Equity).

La segunda mayor red de gas de España, Naturgas, también cambió de manos. EDP la colocó al consorcio integrado por JP Morgan Infraestructure, la aseguradora Swiss Life y Abu Dabi Investment Council, la sociedad estatal del emirato de Abu Dabi. El precio: casi 2.600 millones de euros. Esa operación ha ido en paralelo al que puede ser la próxima gran compraventa: Redexis, la cuarta red de distribución de gas, ahora en manos de Goldman Sachs, está recibiendo ofertas por más de 2.000 millones. “El mundo está lleno de liquidez y los fondos buscan instrumentos solventes y garantizados para canalizarla”, analiza un veterano en el sector energético. “La inversión se refugió en la renta fija, pero ahora no es tan atractiva”. Para la asociación española del gas Sedigas, esta tendencia “indica que se puede invertir en España. La regulación es predecible, razonable, y ofrece un retorno lógico. Este fenómeno hay que leerlo desde el punto de vista de que España genera la confianza suficiente. Y al tratarse de un sector [el gas] regulado, esto no tiene ninguna consecuencia en los consumidores”.

La tendencia global parte de la necesidad de grandes operadores de simplificar sus negocios para seguir siendo competitivos. Algunos fondos tienen una vocación de permanencia de dos o tres años, otros estiran los plazos a seis o siete. “Desde hace un par de años ha vuelto la actividad inversora al sector. Se están produciendo cambios, con nuevos propietarios que buscan una estabilidad”, razona Manuel Santillana, responsable de Energía en el área Deal Advisory de KPMG. Para Francisco Espinosa, socio director de la Asociación de Consumidores de Electricidad (ACE), se produce un proceso paralelo: “La energía térmica cotiza a la baja, pierde valor, y la tecnología comienza a ir por otros derroteros”. Se refiere al creciente interés por las renovables y, en los últimos tiempos, por las redes de distribución de energía. “Más allá del negocio de generación, las operadoras se están dando cuenta de que la distribución es el cable que les une a sus clientes”.

“Van como las moscas a la miel, a negocios regulados donde saben que conseguirán rendimientos superiores al 15%”, cita otra fuente. “Además, se posicionan esperando futuras liberalizaciones”. Son movimientos que para la gran mayoría de expertos consultados no tienen consecuencias en el terreno de los consumidores, pero tampoco generan otros cambios. Jorge Fabra, de Economistas Frente a la crisis, lo califica como una “toma de posición” de fondos de internacionales que no generarán valor en sí mismas. “No se implican en el proyecto industrial, se parecen más a operaciones financieras que a otra cosa”. Son, en esencia, aseguradoras, gestoras de planes de pensiones, fondos de infraestructuras que forman parte de holdings de capital riesgo o capitales más cautelosos, como el Fondo Soberano Noruego, que por diseño no pueden entrar en capital riesgo.

‘Boom’ de las renovables

Según el informe Business and Finance Outlook 2016 de la OCDE, la financiación de plantas eólicas en Europa estaba en 2010 en manos de empresas del sector en un 62% de los casos, y cinco años después ese porcentaje ha bajado al 39% en favor de un espectacular crecimiento de inversores institucionales (citan fondos de infraestructuras, seguros o de proyectos industriales).

Ocurrió en España con Cerberus, el fondo estadounidense más conocido por sus incursiones en el mercado inmobiliario (Sotogrande, Bankia Hábitat) que pasó a convertirse hace año y medio en uno de los jugadores más destacados de las energías limpias cuando adquirió Renovalia. La operación de compra de la multinacional de renovables a la familia dueña de los quesos Forlasa se cerró por algo más de 1.120 millones. A partir de entonces, Cerberus fue engordando su cartera de 600 megavatios con otros parques eólicos y fotovoltaicos para, probablemente este año, vender todo el conjunto con plusvalías.

El mismo camino recorrió el capital riesgo estadounidense representado por Centerbridge y la gestora de fondos QEP cuando se desprendieron, el pasado mes de enero, de Vela Energy. La compañía se creó partiendo de la suma de muchos activos adquiridos durante los últimos tres años en el mercado español y pasó a ser uno de los dos mayores grupos fotovoltaicos del país.

En España, además, hay una particularidad que escapa a la lógica internacional. Muchos operadores medianos y de pequeño tamaño comenzaron a tener dificultades para mantener los parques como consecuencia del recorte o la pérdida de las primas tras la reforma energética llevada a cabo por el Gobierno en 2014, que afectó en especial a las plantas fotovoltaicas y eólicas. “Esos cambios generaron una fase de refinanciaciones y la consecuente pérdida de valor para los accionistas, que aún así tenían activos que generaban flujos de caja”, explica Santillana. Como consecuencia, el capital foráneo, con mucho más músculo financiero, entró en tromba a por esos activos.

Otro fenómeno que también ha dado entrada a capital extranjero está en la industria, y el mejor ejemplo es la compra por parte de Siemens de la española Gamesa. La tendencia está concentrando la producción en seis grandes jugadores: Vestas, Siemens-Gamesa, GE (que compró la francesa Alstom, que a su vez se hizo en 2007 con la española Ecotecnia), Goldwind, Enercon y Nordex-Acciona. Los expertos creen que aquí la concentración no ha terminado y que empresas de tamaño medio acabarán por fusionarse con actores de otros países para competir en el mercado de turbinas offshore y diversificar su negocio.

Mayores precios

“No todo en esta vida depende del Gobierno, ni del de España ni del de ningún país del mundo”, dijo en enero el presidente Mariano Rajoy antes de reconocer que este año la factura eléctrica subirá unos 100 euros de media. Pero las fuerzas del mercado no son las únicas que intervienen en él, y menos en cuestiones energéticas. La política es, en última instancia, la que determina la composición del mix de generación, algo muy importante a la hora de determinar los precios. España, por ejemplo, paga cada megavatio de electricidad más caro que el francés o el alemán (datos del barómetro de AEGE), aunque también es cierto que el 68% de la producción eléctrica peninsular está libre de emisiones gracias a las energías renovables y a la nuclear. Quizá por ello arreciaron las críticas cuando Rajoy se sacudió la responsabilidad sobre el precio de la energía con el anuncio de que iba a llover y que eso moderaría los precios.

“Después de un invierno difícil como el que hemos pasado nadie ha puesto en duda la capacidad de suministro del sistema. Eso, que damos por supuesto, no es baladí”, tercia el profesor del Iese Juan Luis López Cardenete. Su compañera Júlia Gifra, investigadora de la misma escuela de negocios, añade que, más allá de quién es titular de los activos, desde el punto de vista del cambio climático, —los objetivos de la cumbre de París y los marcados por la UE— España “lo está haciendo muy bien”, en materia energética. Con un punto flaco en el transporte, responsable del 24% de las emisiones. “Descarbonizarlo no es un proceso fácil, tiene que ver con nuestros hábitos, el modelo de vida, la movilidad, es una labor ingente y ahí un gobierno tiene las limitaciones que tiene”. La electrificación es el siguiente paso en esta tarea, y ahí muchas compañías quieren beneficiarse del cambio de paradigma. “Hay una gran efervescencia en compañías relativamente pequeñas que intentan aprovechar las ineficiencias de las grandes”, indica Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona. Habla de las más de 400 operadoras que intentan arañar cuota de mercado a Iberdrola, Gas Natural Fenosa, Endesa, Viesgo o EDP y que, por el momento, son de capital mayoritariamente español. “Utilizan dos bazas: buscan las ineficiencias de las grandes y juegan con el sentimiento del consumidor, que en muchos casos es contrario a ellas. Pero si trabajan con márgenes pequeños, ¿quién hará las inversiones en el futuro?”, se pregunta Marzo. Desde ACE, sin embargo, advierten que no juegan con toda la ventaja. El precio voluntario para el pequeño consumidor, la tarifa protegida hasta 10 kilovatios, siempre es más económica que la que ofrece cualquier distribuidora.

Negocios emergentes

Los grandes también realizan sus propios movimientos hacia el exterior. Iberdrola Ventures, por ejemplo, es un programa de capital riesgo de la eléctrica dotado con 70 millones de euros destinado a nuevas tecnologías disruptivas que puedan ayudar a la matriz. “Estas inversiones tienen un retorno que no es inmediato. Cuando empezamos, en 2008, el emprendimiento no era muy relevante pero está creciendo. No solo invertimos en España, también tenemos activos en Reino Unido, Estados Unidos o México”, señala desde la compañía Sergio Platón.

Otra empresa que mira al exterior es Repsol, con una división de negocios emergentes que cuenta con una nutrida cartera de empresas participadas. Sus apuestas están, entre otras áreas, en la energía eólica marina; el grafeno (tienen un 5,2% de Graphenea) o la logística a través de Scutum, que se dedica al diseño, producción y venta de plataformas eléctricas y sistemas de extracción de baterías para motos. También están con el 15% del capital en la finlandesa Rocsole, que tiene una tecnología que optimiza los costes de mantenimiento de los motores y evita paradas no programadas.

“Queremos capturar la innovación”, explica Julio Cortés, director de negocios emergentes de la petrolera. “Basamos todo en buscar innovación externa, lo que completa a nuestro centro de I+D”. No han hecho todavía ninguna desinversión, así que la rentabilidad de su apuesta, en su caso, es difícil de evaluar. En cualquier caso, como señala EY, lo importante para los operadores ya no es la habilidad de encontrar petróleo. “Eso ha pasado a un segundo plano. Ahora importa producir barato”.

El déficit se corrige pero sigue disparado

Ninguna reforma ha conseguido librar a los españoles del famoso déficit de tarifa, un muerto que sigue en la mochila de los presupuestos. El pasado miércoles, la Comisión Nacional de Mercados y Competencia publicaba la deuda del sistema eléctrico a 31 de diciembre de 2016: 23.070 millones de euros, un 7,9% menos (casi 2.000 millones) con respecto al año anterior. El desequilibrio entre lo que se cobró por la energía durante una década y lo que realmente costaba sigue siendo una patata caliente que amenaza con no desaparecer. En el sector gasista, también regulado, el agujero asciende a 2.471 millones, un 66% más (casi 1.000 millones) que la deuda registrada en 2015, porque ha incorporado el déficit generado entre 2004 y 2014 que antes no se contabilizaba. El sistema eléctrico, sin embargo, registró en 2014 y 2015 un superávit de 1.019 millones después de 14 años seguidos generando déficit. Pero sin un desarrollo reglamentario ese dinero no puede dedicarse a la amortización parcial, una solución que reclama la Comisión Nacional de Mercados y Competencia. El organismo que preside José María Marín Quemada quiere así reducir el agujero en vez de amortiguar posibles subidas de la luz en el futuro o, como quiere el Gobierno, a sufragar tanto las ayudas a las renovables en territorios no peninsulares como a pagar las indemnizaciones por fallos judiciales a favor de empresas del sector. Pero lo peor está por llegar. El Gobierno estima que el superávit eléctrico para este año será de solo nueve millones de euros gracias a una partida extraordinaria de 175 millones. Y mientras, la subida de la luz sigue escalando posiciones sin que nadie le ponga freno.

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