Se busca optimizador

España tiene un curioso problema de éxito. Se ha construido tanta solar que la energía del mediodía vale casi nada, y los paneles que iban a imprimir dinero venden ahora sus mejores horas a un mercado que ya no las quiere. La solución en la que todo el mundo coincide es una batería, atornillada a la planta, absorbiendo el exceso a mediodía y devolviéndolo al anochecer. Los promotores han puesto en cola miles de megavatios de estos proyectos híbridos. El pipeline existe. Los permisos avanzan.

Solo hay un problema. Los bancos que tendrían que pagar todo esto no han firmado todavía ni una sola operación.

Esa fue la confesión discreta en el centro de un webinar reciente de RENMAD, donde dos de los financiadores que sostuvieron el boom solar español se sentaron a hablar de lo que viene. Sin diapositivas y sin relato. Solo dos personas de las mesas de project finance admitiendo, sobre el papel, que del boom híbrido se habla mucho más de lo que se financia.

El cero en el balance

Empecemos por la cifra que importa, que es cero. José Manuel Moreno, de Triodos Bank, fue rotundo sobre dónde está su mesa. «En Triodos Bank España no se nos ha presentado todavía ni un solo proyecto lo bastante maduro, en fase ready to build, que es normalmente cuando empezamos a analizar una posibilidad de financiación», dijo. Su grupo no es nuevo en baterías: acumula más de siete años prestando contra ellas en Países Bajos, Bélgica y Alemania. En la península, la cuenta sigue en cero.

Rubén Martínez, de Banco Sabadell, contó lo mismo desde un libro mucho mayor. Su mesa ha financiado más de 200 proyectos renovables desde 2017, unos 6.000 millones de euros de deuda detrás de aproximadamente 24 gigavatios de capacidad, a un ritmo de 20 a 25 proyectos al año. En híbridos el marcador es idéntico al de su competidor. «En realidad, todavía no hemos tenido la oportunidad de financiar ni un solo proyecto», dijo, «porque en el mercado en el que operamos no tenemos proyectos que hayan llegado a ready to build». Los bancos que dominan el crédito renovable español no han hibridado, entre los dos, absolutamente nada.

No es una huelga. Ambos se esforzaron en señalar que están volcados: sentándose con promotores, emitiendo los avales que permiten a los desarrolladores pujar por acceso a red, tratando de averiguar qué aspecto tiene siquiera un híbrido bancable. Están colaborando. Simplemente todavía no están prestando. Y en la distancia entre esos dos verbos vive toda la historia.

Por qué no vale el manual de siempre

Para entender el motivo ayuda saber qué hizo tan fácil de financiar a la solar. En la última década la banca española convirtió el crédito renovable en algo parecido a un producto. Martínez describió la receta con el cariño de quien la escribió: un marco estándar con ingreso contratado a un ratio de cobertura, exposición merchant a otro, un PPA de una duración determinada, una cifra máxima de apalancamiento. «Seguro que muchos de los que están conectados a este foro han oído hablar del famoso marco de financiación de renovables de Banco Sabadell», dijo. «Al final es estandarizar un producto, y ha sido la clave para poder apoyar a la industria haciendo 20 o 25 proyectos al año». Cuando tienes una plantilla, puedes prestar a escala. Dejas de analizar cada operación desde cero.

La batería rompe la plantilla. Su vida es corta, quizá diez años frente a los treinta de una planta solar, y se encoge o se estira según lo duro que se la haga trabajar. Sus ingresos son volátiles y sus ciclos, variables. Moreno planteó la inquietud técnica sin rodeos: «Es una tecnología nueva. Ahora mismo se desconoce cómo se comportan las baterías y, según cómo se opere la batería, su vida útil puede fluctuar muchísimo. Así que, como decía Rubén, tendremos que ir proyecto a proyecto». Martínez llegó a la misma conclusión desde el lado del riesgo. Algunos ratios podrán estandarizarse, concedió, «pero no creemos que vayamos a poder tener un marco. Pensamos que iremos más hacia un modelo caso por caso».

Caso por caso es lo contrario de un boom. Es lento, caro y no escala. Para una industria que necesita instalar almacenamiento por gigavatios, ese es el problema a resolver.

El ingreso que paga pero no se puede bancar

Si escarbas en qué riesgo asusta de verdad a los financiadores, llegas a una paradoja. El dinero de una batería viene en buena medida del sitio equivocado. El arbitraje en el mercado diario, comprar barato al mediodía y vender caro de noche, es lo bastante predecible como para modelizarlo. Los márgenes gordos, en cambio, están en los servicios de ajuste, el balanceo rápido que mantiene estable la red. Y ese es precisamente el ingreso contra el que un banco no puede prestar.

«Aquí es donde vemos mucha incertidumbre», dijo Martínez, «pero es donde parece estar la parte más jugosa del negocio, los ingresos por servicios de balance. Este riesgo no lo vemos bancable. Vemos que va a ser una parte importante del retorno». Léelo dos veces. El grueso del beneficio es la parte que el banco se niega a contar. Una batería que dependiera del ingreso por servicios de ajuste para atender su deuda sería, a ojos de un prestamista, ininvertible, por muy atractiva que se viera la hoja de cálculo. Moreno había visto el peligro materializarse fuera: la canibalización de esos mercados de balance, cuando todo el mundo se metió, llegó «mucho más rápido de lo esperado inicialmente». España, señaló con sequedad, tiene la costumbre de lanzarse a un sector toda a la vez. Esta vez los bancos piensan ser los prudentes.

Así que los financiadores quieren el beneficio fuera del préstamo y en manos de otro. Que es exactamente lo que ya ocurrió una vez.

El offtaker, reencarnado

Cuando la solar merchant se volvió demasiado arriesgada para financiarse sola, la industria inventó un apaño: el contrato de compraventa de energía y, detrás, el offtaker, una contraparte solvente que compraba la producción a un precio contratado y se tragaba el riesgo de mercado. El banco prestaba contra el contrato, no contra el tiempo atmosférico. Esa sola figura hizo bancable el boom solar.

Los dos banqueros convergieron, por separado, en la misma idea para el almacenamiento. La nueva contraparte imprescindible es el optimizador, y su instrumento es el contrato de tolling, en el que el optimizador, y no el proyecto, carga con el riesgo de ingresos a cambio de operar la batería. «Aquí el optimizador pasaría a ser el offtaker clásico», dijo Moreno. «Para que los proyectos sean bancables, inicialmente pediremos que los optimizadores tengan una solvencia financiera considerable y una experiencia considerable en trading de energía. Vemos que el que más sentido tiene para financiar es el contrato de tolling, que es básicamente donde quien asume el riesgo es el optimizador».

Martínez desarrolló el papel. El optimizador fija la estrategia de cuándo almacenar y cuándo descargar; es responsable de exprimir al máximo el arbitraje y todas las demás vías de ingreso; y su contrato de tolling puede plegarse dentro de un PPA en un emplazamiento híbrido, lo que «puede ser una de las soluciones más bancables que vamos a tener, sobre todo en proyectos que ya están construidos». Un tercero absorbe el beneficio volátil de los servicios de ajuste y, sobre todo, entrega al proyecto un suelo contratado. Ese suelo es contra lo que presta el banco.

El optimizador, dicho de otro modo, está siendo llamado a interpretar para las baterías el papel que el offtaker interpretó para la solar: la contraparte que convierte un ingreso no bancable en uno bancable. Quien sea capaz de suministrar ese suelo contratado de forma creíble, a escala y con un balance que la banca respete, tiene la llave de un mercado de miles de megavatios y, por ahora, enteramente sin financiar.

Lo que todavía tiene que encajar

Nada de esto llega limpio. El plazo ya es un quebradero de cabeza por sí solo. Moreno detalló la aritmética que va emergiendo: si la vida útil de una batería se garantiza en un máximo de unos diecisiete años, la deuda por debajo podría correr doce o catorce, y solo contra un contrato de tolling de al menos ocho años, idealmente diez. Los híbridos llevarán por tanto vencimientos más cortos que los préstamos solares a largo plazo a los que se acostumbró el mercado. La contrapartida es que las baterías se repotencian barato. A diferencia del repowering convencional, que puede costar casi el capex entero otra vez, una reinversión modesta «alarga bastante la vida útil de la batería, tanto en capacidad como en disponibilidad».

Fíjate en aquello que los banqueros se negaron expresamente a computar. El mercado de capacidad, esa esperanza perenne del almacenamiento, sigue sin regular, así que queda fuera de los modelos. Si llega, dijo Martínez, será bienvenido pero marginal, «apenas alcanzando el 10 o el 15 por ciento de los ingresos totales del proyecto». Las subvenciones al capital ayudan al accionista a recuperar antes, pero no hacen nada por el riesgo a largo plazo. Las baterías standalone, sin planta anfitriona, siguen expuestas de lleno al riesgo de mercado y serán las que más esperen. La vía de entrada pasa por los híbridos, por plantas solares que necesitan una batería para curar su propia herida de captura de precio, con un optimizador donde antes estaba el offtaker.

El suelo debajo del boom

El titular honesto de este webinar es que la revolución híbrida en España está, financieramente, todavía sobre el papel. Pero si escuchas más allá de la cautela, hay una rendija abierta. Los bancos no están diciendo que no. Están diciendo que financiarán estos proyectos en cuanto el riesgo esté envuelto. «El sector financiero en España está muy interesado en financiar este tipo de proyectos», dijo Martínez, «y en cuanto seamos capaces de obtener un modelo de negocio que mitigue bien los riesgos, sobre todo el riesgo de mercado que tanto nos preocupa, vamos a financiarlos». Moreno, insistiendo en que las baterías son «parte de la solución», fue el más enfático de los dos.

La lección de la última década es que quien suministra el contrato que falta se queda con el mercado que viene detrás. Para la solar fue el offtaker. Para las baterías es el optimizador. El suelo que sostiene el boom híbrido ya tiene nombre. La única pregunta es a quién le toca echarlo.

La conversación completa, incluidas las preguntas del público sobre baterías standalone, hibridación eólica y comunidades energéticas, está disponible para ver bajo demanda. Rubén Martínez y José Manuel Moreno vuelven al escenario en persona en RENMAD Invest, en Madrid, el 27 de enero, junto a fondos de inversión y otros financiadores dispuestos a hablar de cómo se construyen por fin estos proyectos.