Madura el mercado australiano de financiación del almacenamiento de energía

Madura el mercado australiano de financiación del almacenamiento de energía; Los ratios de deuda-a-capital para proyectos independientes se estabilizan en el rango del 50% al 70%

 

 

 

Los prestamistas australianos de almacenamiento de energía han extraído dos lecciones clave de sus experiencias operativas. Piaalu, Director de Energía para Australia y Nueva Zelanda de Société Générale, señala que el funcionamiento con baterías presenta claras diferencias prácticas en comparación con la generación tradicional de energía renovable; en consecuencia, la elección del patrocinador del proyecto y la estrategia operativa específica para el sistema de baterías se han convertido en factores críticos. Al mismo tiempo, las suposiciones sobre el riesgo de la red han cambiado; Los sistemas de baterías no son del todo inmunes a las restricciones, un factor de riesgo que las instituciones bancarias ahora deben incorporar explícitamente en sus evaluaciones. A pesar de estos desafíos, Piaalu enfatiza que el apetito por los prestamistas sigue siendo sólido y afirma quealmacenamiento de energía de la bateríaseguirá siendo un componente esencial durante los próximos 5 a 10 años para facilitar la eliminación progresiva-de la generación de energía a base de carbón-.

 

Webster, jefe del equipo de energía de Société Générale, afirma que el "punto óptimo" para los ratios de deuda-a-capital enproyectos de baterías independientesse ha estabilizado entre el 50% y el 70%. El mercado ha realizado en gran medida una transición hacia modelos de "comercio virtual", un cambio que ha ampliado significativamente el alcance del mercado de compra disponible. Sin embargo, persiste una tensión fundamental: los prestamistas exigen un calendario fijo de pago de la deuda, mientras que los ingresos por baterías se derivan inherentemente de la propia volatilidad del mercado. Hawke, director de Clean Energy Finance Corporation (CEFC), señala que el mercado de baterías puede experimentar períodos prolongados-que abarquen varios trimestres-sin una volatilidad significativa de los precios; en consecuencia, el mercado crediticio debe establecer mecanismos para equilibrar este riesgo inherente. Los bancos mantienen una postura conservadora con respecto a las metodologías de dimensionamiento de la deuda, optando por no tener en cuenta los ingresos provenientes de eventos esporádicos o{8}}fuera del mercado al evaluar la financiabilidad de un proyecto.

 

El ritmo del despliegue de baterías ha tomado por sorpresa incluso a los prestamistas más experimentados. Piaalu revela que los diferenciales de mercado-el diferencial de ingresos-se han contraído marcadamente desde los niveles de 180 a 200 dólares australianos por MWh previstos durante las rondas de financiación de hace unos años, estableciéndose recientemente en un nivel sostenido más cercano a los 100 dólares australianos por MWh. La magnitud potencial del exceso de oferta se ha convertido en una preocupación destacada en las evaluaciones de riesgos de los prestamistas; objetivos gubernamentales parasolar y batería en la azoteaLas instalaciones apuntan a alcanzar aproximadamente 25 GW para 2030-una cifra que se aproxima a la demanda promedio total del Mercado Eléctrico Nacional (NEM). Por lo tanto, el riesgo de un exceso de oferta-a corto plazo se ha convertido en un punto de atención principal para los bancos. Si bien los mecanismos de contratación gubernamental-como el Plan de Inversión en Capacidad (CIS, por sus siglas en inglés) han mejorado la credibilidad de los proyectos, aún no han demostrado ser suficientes para servir como un flujo de ingresos independiente capaz de sustentar el financiamiento de la deuda. Webster señala que la CEI está sujeta a límites de precios y de volumen anual, lo que dificulta que los proyectos dependan únicamente de dichos contratos para obtener financiación.

 

Hawke observa que las estrategias de licitación han evolucionado; Los postores recientes para proyectos de baterías de 8-horas en el marco de la CEI han expresado su confianza en que los ingresos generados únicamente por estos contratos gubernamentales serán suficientes para asegurar la financiación del proyecto durante el año en curso. Para el almacenamiento de energía-de larga duración, los modelos de ingresos siguen enfrentando desafíos fundamentales. Webster señala que los sistemas de baterías de 8-horas-respaldados por-acuerdos de servicio de energía a largo plazo-están empezando a demostrar su rentabilidad. En la última licitación de almacenamiento de larga duración-de Nueva Gales del Sur, se adjudicaron acuerdos de servicios energéticos a largo plazo por un total de 12 GWh a proyectos exitosos de baterías de iones de litio. A pesar debatería comercial independienteAunque los proyectos enfrentan limitaciones en cuanto al tamaño de la deuda, las carteras multi-tecnológicas a escala de gigavatios se han convertido en un vehículo clave para su implementación. Webster reveló que los proyectos de cartera a escala de gigavatios-, que incorporan una amplia gama de tecnologías, proporcionan la capacidad necesaria para acomodar activos de baterías comerciales. Piallu señala que los proyectos de cartera respaldados por patrocinadores experimentados pueden garantizar condiciones de financiación más flexibles, mientras que el camino de financiación para proyectos comerciales independientes sigue siendo un desafío.

 

En los últimos 18 meses, el almacenamiento de energía ha pasado de ser una clase de activo emergente que requiere apoyo contractual del gobierno a un mercado financiero maduro capaz de absorber una exposición moderada al riesgo comercial. Webster concluye que, desde la perspectiva de la bancabilidad, se ha convertido en una clase de activo muy favorecida. Reflexionando sobre los resultados de la implementación, Hawke afirmó que Australia ya ha puesto en funcionamiento 15 GW de almacenamiento en baterías, y otros 15 GW están actualmente en construcción o en funcionamiento-una hazaña que él aclama como uno de los ejemplos más exitosos de la transición energética. La pregunta central que enfrentan los prestamistas ya no es si las baterías son financiables, sino más bien cómo construir estructuras de financiamiento que puedan adaptarse al papel crítico que desempeñan estos activos en la transición energética y navegar la realidad de los flujos de ingresos volátiles.