Hace doce años David Ruiz de Andrés fundó Grenergy, la compañía productora de energía a partir de fuentes renovables. En 2012 la compañía dió el salto a Latinoamérica con las subastas como gran dinamizador, con gran éxito en la obtención de PPAs. En 2015 empezó a cotizar en el MAB, una experiencia muy positiva que le ha permitido dar un acelerón a su plan de negocio. Hace tan solo unos días la compañía salió a bolsa, un paso que le permite subir un nuevo escalón, con la entrada en su capital social de 150 inversores, más de la mitad fondos extranjeros. Después de cinco años de inactividad en España, la compañía tiene 1.000 MW en proyectos fotovoltaicos en diferentes fases de desarrollo en nuestro país que espera sacar adelante en los próximos dos años.
Toda la información de sector en elEconomista Energía. Suscríbete gratis
El 16 de diciembre Grenergy debutó en Bolsa después de colocar el 10 por ciento de su capital social a un precio de 12,5 euros la acción ¿Qué supone para la compañía el salto al mercado continuo?
Salimos a cotizar en el Mercado Alternativo Bursátil (MAB) en julio de 2015, en un momento complicado para las renovables después de los cambios regulatorios. Ha sido una experiencia muy buena que nos ha hecho madurar como empresa. En estos últimos cuatro años y medio hemos dado un acelerón a nuestro plan de negocio. Hemos multiplicado por diez casi todas nuestras variables y hemos crecido desde los 25 empleados hasta los 150, y esto se ha visto reflejado en la cotización. Al principio el mercado tardó en digerir los cambios que se estaban produciendo en la compañía, pero la trayectoria en bolsa probablemente ha sido la mejor que ha habido en estos cinco años. La decisión de salir al mercado continuo era, pues, un paso lógico, que nos permite subir un nuevo escalón y nos abre a un tipo de inversor formado por fondos internacionales, principalmente institucionales.
¿El precio de la acción no ha sido un poco bajo?
Hemos colocado un 10 por ciento del capital social a un precio de 12,50 euros, con un descuento del 13% sobre el precio medio de las últimas 30 sesiones, por un total de 30,3 M€, aunque la demanda ha superado los 70 millones. Podríamos haber hecho la operación un poco más alta, pero hemos querido buscar un valor prudente, teniendo en cuenta también la subida tan vertical que había tenido el valor. Hace un año la acción estaba a cuatro, en verano se estabilizó a siete-ocho, con la presentación de resultados nos fuimos a once y, a partir del roadshow, la acción se disparó llegando a tocar a veinte en las últimas semanas. Nosotros teníamos el valor medio de la acción ya consolidado de los últimos 30 días, que estaba en 14 euros y, por tanto, los 12,5 euros era un precio lógico para dar entrada a inversores, la mayoría de largo plazo, y crear así una base accionarial institucional interesante para la compañía.
¿Cuántos inversores han entrado en el capital social de la compañía?
Han entrado 150 fondos. Queríamos dar cabida a actores internacionales, algo para nosotros muy positivo y, de hecho, más del 50% de la allocation (o asignación del libro) se ha dado a tramo internacional. Ha habido mucho interés por parte de fondos nórdicos -hemos dado entrada a cuatro- muy especializados en inversiones medioambientales y de transición energética. También ha habido mucho interés en París -han entrado otros 3 o 4- y en Londres -han entrado 5 ó 6-. También hay tres fondos suizos, uno alemán, uno italiano y uno portugués. En España han entrado 15 instituciones de referencia del sector.
¿Podría hacernos un breve recorrido de cómo ha evolucionado la empresa desde su fundación?
La empresa se fundó en 2007 y el modelo de negocio actual, basado en la rotación de activos está desde 2012, que es cuando empezamos a desarrollar nuestros propios proyectos. Al principio éramos una empresa solar, pero hace cinco años empezamos con proyectos eólicos. Buscamos la financiación para construir las plantas una vez que se acercan al ready to build y luego las ponemos en funcionamiento. En 2012 dimos el salto a Latinoamérica, con las subastas como gran dinamizador. Casi todos los países han hecho licitaciones y hemos tenido mucho éxito en tener PPAs a través de subastas. Hemos ganado en México, Perú, Argentina y Chile. El primer país al que llegamos fue Chile y se ha convertido en nuestro principal mercado, con un total de 27 plantas conectadas en fotovoltaica, oficina propia y 80 empleados. Tenemos un pipeline de negocio de más de 4 gigavatios, que se van categorizando por etapas. En la etapa que denominamos early stage hemos incorporado recientemente más de 2.500 megavatios. En la de desarrollado avanzado, que es la etapa en la que no tenemos dudas de que el proyecto va a salir, tenemos contemplados 900 megavatios para 2021. En la etapa backlog, que significa que sabemos perfectamente lo que vamos a hacer con el parque, hay 351 megavatios que vamos a conectar en 2020. Y, en construcción, tenemos 241 megavatios. Vamos a acabar 2019 con un parque conectado y queremos que el año que viene sean 360 los megavatios conectados, de los que 60 MW serán eólicos -dos parques en Perú y otro en Argentina- y 300 MW serán solares -una planta de 100 MW en Chile y otra de 200 MW en España, concretamente en Cuenca-. Entre construcción y backlog, vamos a conectar el año que viene unos 600 MW.
Además de la planta solar en Cuenca, ¿qué otros proyectos tienen en España?
Nos estamos preparando para dos años fantásticos en España, particularmente en fotovoltaica, después de cinco años sin actividad en nuestro país. Actualmente, tenemos 1.000 megavatios en proyectos fotovoltaicos en diferentes fases de desarrollo, de los que 200 MW, tal y como acabo de comentar, se corresponden con el parque Los Escuderos (Cuenca) que hemos cerrado en la modalidad de PPA con la petrolera portuguesa Galp. En estado avanzado tenemos 660 megavatios solares más: 150 MW del parque Belinchón en Cuenca, otros 160 MW del parque Ayora en la Comunidad valenciana en la frontera con Albacete, en la antigua central nuclear de José Cabrera haremos una planta de 50 MW, y nuestro proyecto estrella de 300 MW en Tabernas (Almería). En la etapa de early stage tenemos otros 120 MW. España tiene una oportunidad extraordinaria de convertirse en un país netamente exportador y ser autosuficiente. Gracias a la solar tenemos la energía más barata. Estamos en el sitio perfecto. Solo falta el cable. Hay que pelear por la interconexión y conseguir que el Estado se implique en ello.
Ninguna de las plantas que tienen pensado hacer en España procede de las subastas ¿Por qué no se presentaron?
No nos presentamos porque no nos convencían. No les vimos ventajas y, además, establecían límites a 31 de diciembre que resultaban muy ajustados, de manera que preferimos ir a un PPA privado. De hecho, estamos convencidos de que en España, ahora mismo, no son necesarias las subastas, al menos para solar, aunque igual sí en eólica. Las subastas son buenas para fomentar un mercado que no está funcionando, pero cuando sí lo hace, distorsionan el mercado. Sí considero interesante que el Gobierno promueva ciertos mecanismos, por ejemplo, en las islas, para agilizar e impulsar la irrupción de renovables y el almacenamiento en forma de remuneración específica.
¿Qué porcentaje de estos proyectos serán propios?
De los 600 ME que conectaremos en 2020, nos quedaremos en operación el 60% (363 MW) y el 40% restante lo venderemos a terceros. En 2021, queremos incorporar como mínimo 400 MW más, de manera que esta proporción del 60/40 se reconvertirá en un 70/30 e, incluso, en un 80/20. En 2022 nuestra idea es tener 500 MW más, para acabar ese año con 1.323 MW. Es decir, según tengamos más capacidad y más base de capital podremos quedarnos con más proyectos en operación, pero siempre rotaremos. En Chile, por ejemplo, hemos vendido en los dos últimos años más de 300 M$ en proyectos que han sumado 270 MW, que quizá no tengan la rentabilidad que le pedimos a un proyecto internamente, pero que sí son proyectos suficientemente rentables para otro tipo de actores y entonces optamos por construirlos, venderlos y nos quedamos siempre con la operación y mantenimiento. Todas las operaciones que hacemos de rotación de activos son siempre para ampliar nuestra base de capital e ir creciendo. En el último año hemos incorporado a nuestro pipeline más de 1.500 MW, de manera que en 2022 estaremos a un ritmo de 1.000 MW, de los que nos quedaremos el 70/80 por ciento y rotaremos el resto.
¿Alguno de estos proyectos lleva almacenamiento?
De momento ninguno. Lo que sí vamos a hacer es un proyecto piloto de baterías de tres megavatios en Chile. Comercialmente hablando los números no salen todavía y no tendría ningún sentido. Los grandes proyectos de baterías que se están haciendo en el mundo vienen apoyados por una legislación o una prima específica para ir introduciendo el storage porque aún es muy caro; pero esto llegará, y cualquier proyecto grande de fotovoltaica no tendrá sentido que no tenga acoplado, en mayor o menor medida, un banco de baterías. La eólica encaja peor con el storage. Amortizar un banco de baterías adecuadamente depende de los ciclos que seamos capaces de cargar. Cuantos más ciclos y más regulares sean, más partido se le saca a las baterías y más rentable puede ser. La solar es mucho más predecible, pero la eólica es mucho más variable. La irrupción masiva del almacenamiento con baterías será a partir de 2024 o 2025. La energía solar es, ahora mismo, el gran antídoto de la descarbonización y las baterías serán el gran factor que acelere la transición energética tanto en generación como en transporte y en otros segmentos.
