Eres Rodrigo Mateu-Antín, director financiero (CFO) de EnerOlivar S.A., una utility española de capitalización media con sede en Madrid. Tu equipo de ingeniería ha pasado seis meses desarrollando una planta fotovoltaica greenfield de 80 MW en la llanura extremeña, a las afueras de Mérida, y la semana pasada puso sobre tu mesa un dossier grueso: CAPEX de €58M, un PPA a 25 años con una cesta de compradores industriales a €52/MWh, TIR del proyecto del 9.8%. Mañana, en el comité de inversiones, tienes que decir una sola cosa: si el proyecto supera o no la tasa de corte (hurdle rate). La tasa de corte es tuya para fijarla, y la respuesta es el coste medio ponderado del capital (WACC) — el número que el consejo, los prestamistas y los auditores leerán en la misma página de la misma memoria durante los próximos veinticinco años.
La situación
EnerOlivar S.A. Una eléctrica regional, small-cap del IBEX, fundada en 1996 en torno a tres concesiones hidroeléctricas en Jaén y hoy un operador integrado verticalmente en distribución y generación renovable en Andalucía y Extremadura. Ingresos del grupo en el ejercicio 2025: €420M; EBITDA de €92M (margen del 21%); capitalización bursátil de €580M; deuda neta de €510M; patrimonio neto de €425M. Unos 740 empleados. El plan estratégico presentado al consejo el pasado diciembre compromete €280M de CAPEX renovable entre 2026 y 2030, del cual Solar Mérida es la primera gran construcción.
Eres Rodrigo Mateu-Antín, 52 años, económicas por ICADE y MBA por MIT Sloan. Doce años en EnerOlivar, los últimos seis como CFO. Reportas al CEO José María Pacheco y tienes autoridad de firma en memorias de asignación de capital por debajo de €100M; cualquier cifra superior va al consejo con tu recomendación. Solar Mérida queda cómodamente por debajo de ese techo, pero la presidenta del consejo, Doña Carmen Olivares (hija de la fundadora, 78 años), lee personalmente cada memoria del CFO que toca el plan renovable.
El proyecto: fotovoltaica de 80 MW en Extremadura, sobre una parcela de 140 hectáreas contigua a una subestación de 220 kV que EnerOlivar ya opera. CAPEX de €58M (32% módulos fotovoltaicos importados de China, 28% inversores y balance eléctrico de planta, 24% obra civil, 16% conexión a red). Construcción de 18 meses, operación de 25 años, generación esperada de 160 GWh/año con un factor de capacidad del 23%, típico para la latitud. Los ingresos están contratados bajo un PPA corporativo a 15 años a €52/MWh con una cesta de tres compradores industriales (Mantequerías Arias, Cementos Cosmos, un centro regional de Carrefour), con los 10 años residuales vendidos al mercado spot a un precio previsto de €45/MWh. Ingresos combinados de ~€8.3M/año. OPEX (O&M, seguros, arrendamiento) de €1.7M/año. EBITDA del proyecto de €6.6M/año. El modelo interno del equipo de ingeniería devuelve una TIR del proyecto del 9.8%.
La decisión no es si el proyecto es rentable en términos absolutos — con un PPA a €52/MWh, y con la tecnología con precio ya descubierto, claramente lo es. La decisión es si el proyecto supera tu coste de capital. El WACC corporativo de EnerOlivar, actualizado por última vez en el documento de referencia del ejercicio 2025, ronda el 5.2%, pero el equipo de renovables pide al consejo que apruebe una estructura específica del proyecto: 70% de deuda de project finance sin recurso al 5.0%, 30% de capital propio. El coste del capital propio para una SPV solar independiente no es el mismo que el coste del capital propio de la utility cotizada de EnerOlivar — la beta es distinta, la exposición regulatoria es distinta, la diversificación es distinta. Necesitas construir el WACC del proyecto a partir del CAPM, defender los inputs ante el comité de auditoría, y luego mirar la TIR del 9.8% y decidir si el diferencial es lo bastante amplio como para recomendarlo.