PPC apuesta por las redes balcánicas

La antigua eléctrica estatal griega intenta convertirse en una compañía regional de infraestructuras energéticas. PPC, hoy un grupo cotizado con actividad en el sureste de Europa, ha presentado un plan a cinco años para invertir unos 24.200 millones de euros en centrales, redes, almacenamiento y centros de datos (PPC Group). La cifra equivale a unos 4.800 millones al año, frente a los 3.400 millones del plan anterior, y permitiría casi triplicar su capacidad renovable, de 7,2 GW a cerca de 19 GW en 2030.

La escala resulta poco habitual para la región, donde la transición energética se topa con un cuello de botella muy concreto: menos los objetivos políticos que la infraestructura física. Las redes de distribución, envejecidas, no pueden absorber con suficiente rapidez la nueva generación solar y eólica. Las centrales de carbón se cierran sin que haya aún bastante capacidad flexible que las sustituya. PPC apuesta por construir lo que falta en la región y por que reguladores y mercados de capitales ayuden a pagar la factura.

Los consumidores pagan primero y se benefician después

La forma de financiar las redes importa más que la forma de construirlas. Las redes de distribución son activos regulados: PPC invierte, el regulador energético aprueba una rentabilidad y los clientes pagan a través de los cargos de red incluidos en la factura eléctrica (ANRE). Es probable que los hogares rumanos y griegos vean subir esos cargos antes de notar menos cortes o precios mayoristas más bajos. La infraestructura acaba beneficiando al sistema, pero el coste llega antes.

PPC afirma que el 54% de la inversión saldrá de sus resultados operativos, el 31% de nueva deuda y el 15% de una emisión de acciones de unos 4.000 millones de euros (PPC Group). S&P elevó la calificación crediticia de PPC a BB con perspectiva estable, apoyándose en esa ampliación de capital y en el plan revisado (Parapolitika). A cierre de 2025, la ratio de apalancamiento de la compañía, es decir, la deuda neta dividida por el EBITDA que usan los prestamistas para medir cuánta deuda puede soportar una empresa, se situaba en 3,2 veces, por debajo del límite interno de 3,5 veces (PPC Group). BB sigue dos escalones por debajo del grado de inversión, de modo que PPC aún se financia más caro que sus competidores de Europa occidental.

El plan es verosímil, pero depende de la velocidad de ejecución. PPC invirtió 2.800 millones de euros en 2025, con el 87% destinado a renovables, generación flexible y distribución (PPC Group). En el primer trimestre de 2026, el EBITDA aumentó un 40% interanual, hasta 700 millones de euros (The Diplomat Romania). Gastar dinero es más sencillo que convertir obras en ingresos. Los activos con contratos a largo plazo o rentabilidades reguladas generan ingresos previsibles; vender electricidad en mercados diarios volátiles, sin un comprador fijo, no ofrece la misma seguridad.

Rumanía es la prueba de ejecución

PPC compró en 2023 las operaciones rumanas de distribución, suministro y renovables de Enel por unos 1.900 millones de euros, con lo que incorporó alrededor de tres millones de clientes y 534 MW de capacidad renovable (Reuters). Rumanía representa ya cerca del 22% de los beneficios del grupo, según estimaciones de analistas (ProtoThema).

Esa adquisición empieza a traducirse en obra física. Rețele Electrice România, el brazo de distribución de PPC, opera unos 136.000 kilómetros de líneas en Rumanía y ha lanzado una licitación de hasta 387 millones de leus para modernizar instalaciones de alta tensión en Bucarest y diez condados, con subestaciones, ampliaciones de líneas y refuerzo de la red (Rețele Electrice România).

El déficit europeo de redes explica la apuesta

El plan de PPC se entiende mejor dentro de la escasez de infraestructuras que arrastra Europa. El Parlamento Europeo calcula que la UE necesita unos 584.000 millones de euros de inversión en redes de aquí a 2030, con más del 40% de las redes de distribución por encima de los 40 años de antigüedad (European Parliament). Las colas de conexión ya impiden que nuevos proyectos renovables lleguen a la red (WindEurope). Los operadores de distribución sostienen que las redes locales siguen infrafinanciadas, pese a soportar una carga creciente por el autoconsumo solar, los vehículos eléctricos y las bombas de calor (EU DSO Entity).

El sureste de Europa afronta una versión más aguda de ese problema. Grecia y Bulgaria han anunciado una iniciativa conjunta para acelerar la integración de sus mercados energéticos (BTA), pero las conexiones transfronterizas siguen siendo limitadas y el cierre del carbón avanza más deprisa que la entrada de nueva capacidad.

PPC ha hecho el compromiso privado más concreto con la infraestructura de la transición energética en el sureste de Europa. Los proveedores de equipos y las constructoras ganan en cuanto se acelera el gasto. Los accionistas se benefician si se materializan las rentabilidades reguladas. No hay aún un registro público que detalle de forma verificada el reparto de inversión por países ni un calendario de permisos y conexiones. La cuestión abierta es qué parte del coste permitirán los reguladores trasladar a las facturas de los hogares y a qué velocidad las nuevas subestaciones y líneas conectarán los proyectos que esperan turno.