Santander encabeza crédito sindicado para varios parques eólicos en España
Santander ha liderado un consorcio bancario que ha concedido una línea de financiación destinada a desarrollar varios parques eólicos repartidos por distintas comunidades autónomas.
La operación incluye un préstamo sindicado como tramo principal y una segunda facilidad destinada a capital circulante.
Qué se financiará, cuándo y dónde
El paquete financia proyectos que ya disponen de permisos administrativos y de contratos de compraventa de energía (PPA).
Según los acuerdos para el desembolso por tramos, los promotores esperan terminar la construcción y las pruebas en un horizonte de 12 a 24 meses. Ese calendario es clave: condiciona la liberación de cada tramo y marca el ritmo de la ejecución.
Por qué este acuerdo tiene peso
La inyección de crédito bancario tradicional llega en un momento de fuerte demanda por activos renovables. No se trata solo de dinero: es una señal de que los bancos ven viables financieramente estos proyectos a escala real. En otras palabras, el mercado está validando que los parques eólicos, con contratos y permisos en regla, pueden atraer financiación sindicada estructurada.
Cómo se ha estructurado la financiación
La documentación revela una estructura dual: un tramo principal en forma de préstamo sindicado y una línea subordinada para cubrir costes operativos iniciales. Hay garantías sobre los activos y cláusulas que vinculan los desembolsos a hitos concretos —por ejemplo, avances de construcción y conexión a la red—. Además, los bancos han exigido seguros de construcción, coberturas frente a riesgos clave y análisis rigurosos de los flujos de caja proyectados. Sin previsiones de ingresos sólidas y controles de riesgo, este tipo de operaciones no prospera.
Quién participa y qué responsabilidades asumen
Santander actúa como banco agente del consorcio; junto a él participan otras entidades financieras, tanto nacionales como internacionales. Las promotoras locales son las prestatarias y serán las responsables de la operación de los parques una vez en marcha. Los contratos EPC (ingeniería, adquisición y construcción) los ejecutarán empresas especializadas, mientras que asesores legales y técnicos han revisado la documentación y afinado la estructura financiera. Los operadores de red, por su parte, coordinan las fechas de conexión y validan las pruebas necesarias para liberar los tramos finales.
Impacto esperado y riesgos a vigilar
Una vez operativos, estos parques aumentarán la capacidad renovable del sistema y ayudarán a reducir las emisiones del sector eléctrico. Los bancos, en sus exigencias, han incorporado criterios alineados con estándares de sostenibilidad. Pero no todo está asegurado: siguen existiendo riesgos relevantes —retrasos en permisos, problemas en la cadena de suministro de componentes, y fluctuaciones en los precios de mercado— que pueden reducir ingresos y tensionar el flujo de caja. Muchos proyectos de infraestructuras fracasan por subestimar precisamente estos factores.
Lecciones útiles para promotores y gestores
Del análisis emergen varias enseñanzas prácticas: cerrar contratos de venta de energía robustos, sincronizar los plazos de la deuda con la vida útil de los activos, y ofrecer seguros y garantías creíbles que disipen las dudas de los financiadores. Qué viene ahora
Con permisos y PPAs ya formalizados, los promotores afrontan la fase de ejecución con un calendario de 12–24 meses para completar obras y pruebas. El éxito dependerá de la capacidad para cumplir hitos técnicos y administrativos —y de cómo se gestionen los riesgos que puedan aparecer en el camino. Si todo marcha según lo previsto, la financiación se liberará por tramos y los parques empezarán a contribuir pronto a la transición energética.