Rosalee_Zboncak
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Los vaivenes en el mercado eléctrico obligan a endurecer la financiación a proyectos de energías renovables. La banca y los fondos seguían hasta hace no mucho relativamente abiertos a prestar dinero a instalaciones con cierto nivel de exposición al mercado. Sin embargo, como consecuencia de la volatilidad en el mercado mayorista, la mayoría de las entidades financieras requiere de un contrato de compraventa de energía a largo plazo, conocido como PPA (Power Purchase Agreement en inglés), para prestar el dinero.
Bajo este escenario, y a medida que se han disparado tanto las horas a precio cero como negativo, a los prestamistas ya no les vale tan sólo con el PPA, sino que instan a un reparto de riesgos más equilibrado para proteger a los generadores y garantizar que los proyectos renovables sigan siendo viables, destacan desde Pexapark. En España, los productores suelen asumir los costes de los precios negativos o cero, ya que los compradores acostumbran a proporcionar poca o ninguna compensación por la energía generada durante esas horas. Esto ha sido la norma debido a la condición de España de mercado líder europeo en PPA y al hecho de que el país no había registrado ninguna hora negativa antes de 2024.
En 2024 se dieron alrededor de las 540 horas de precios de la electricidad a coste cero, según datos de Grupo ASE facilitados a La Información Económica. El primer precio negativo en la historia de España se registró en abril del año pasado. Desde entonces, el país experimentó casi 250, la mayoría de las cuales ocurrió en primavera y principios del verano, cuando la alta producción renovable se superpuso a la baja demanda, explica Pepe Zaforteza, líder regional de transacciones PPA en Pexapark para el sur de Europa.
Exigen cláusulas de salvaguardia
Según el directivo, dado que las previsiones por hora reflejan precios negativos más frecuentes, el sector financiero está exigiendo cláusulas de salvaguardia en los contratos PPA. Zaforteza explica que desde las entidades financieras están evaluando a fondo la sensibilidad del proyecto a los riesgos del mercado y esto, junto con el entorno de mercado menos favorable, está provocando que las relaciones deuda-capital caigan por debajo del 50% en algunos casos.
"Esto significa que los desarrolladores están obligados a contribuir con una mayor parte del capital social, ya que los prestamistas están dispuestos a proporcionar una porción menor de la financiación del proyecto a través de la deuda. Algunos prestamistas ahora se niegan a proporcionar financiación de deuda para proyectos con PPA en los que los productores soportan todos los riesgos de precio negativos, especialmente si no se proporciona compensación por horas negativas y de precio cero", argumenta. Algunas de las cláusulas que se están introduciendo son limitar el número de horas de precio negativo cubiertas por el PPA o cambiar las horas negativas por coste cero, entre otras.
"Si uno quiere que su contrato PPA sea sostenible a largo plazo, hay que encontrar una posición equilibrada entre las contrapartes en cuanto a la asunción de riesgos. Los precios negativos son uno fundamental, y si realmente queremos permitir que los activos renovables se construyan, no se puede esperar de los generadores que acepten la totalidad de los riesgos sin ninguna compensación razonable", apunta Mathieu Ville, 'vicepresident of PPA & BESS Transactions' en Pexapark.
Muy pocos bancos financian proyectos 'full merchant'
A día de hoy existen muy pocos bancos, entre tres y seis, según Deloitte, que aceptan financiar proyectos 'full merchant', es decir, sin ningún contrato bilateral y plenamente expuesto a la realidad del mercado. Según AleaSoft Energy Forecasting, firma que trabaja con previsiones para todo tipo de agentes en el sector de la energía, la duración mínima requerida de los PPA para acceder al préstamo se sitúa alrededor de los diez años. La estructura más extendida de un PPA es la de tipo 'swap'. Con esta modalidad se acuerda un precio fijo al que se retribuirá la energía a lo largo de la vigencia del contrato, aunque este precio puede ser distinto o escalonado para distintos años del periodo.
No obstante, desde la compañía consideran que los tipo 'swap' "destruyen" valor al no poder recibir precios más altos en caso de que en el mercado suba. Esta condición repercute en la tasa interna de retorno (TIR) de los accionistas del proyecto, que acostumbra a ser menor. Por otro lado, existen otros PPA que están ganando atractivo, como son los que tienen una estructura tipo 'floor'. En estos existe un precio mínimo que siempre se recibirá por la energía entregada. Aunque el precio del mercado caiga por debajo de este, el productor obtendrá siempre como mínimo ese límite. En este caso, el productor debe pagar una prima por esa 'protección' contra precios bajos.
Los PPA con suelo, al depender el flujo de caja de los precios del mercado, permiten levantar menor deuda y un menor apalancamiento, mientras que al dar la opción de beneficiarse de precios altos en el mercado, la TIR acostumbra a ser más alta y, normalmente, compensa el pago de la prima, según Deloitte. El precio de un PPA toma como referencia el valor de la energía que se va a suministrar. Para ello es fundamental contar con previsiones fiables de los precios de la energía para todo el horizonte del contrato.
Desde Aleasoft también ponen de relieve que la hibridación de un sistema de almacenamiento de baterías con una planta de energía renovable puede tener un impacto importante a la hora de cerrar un PPA. Bajo el modelo 'pay‑as‑produced' se traslada la mayor parte del riesgo de suministro al que compra la energía ('offtaker' en la jerga) sin embargo, al integrar baterías en las plantas de energías renovables, se logra una mayor estabilidad en el suministro, permitiendo ofrecer perfiles de energía más fijos y más cercanos a un perfil carga base ('baseload') que es el que prefieren los 'offtakers'. "La integración de almacenamiento permite a los productores de energía mejorar las condiciones de los PPA y, en última instancia, obtener mejores precios. Aunque la hibridación tiene un coste inicial y un 'capex' más elevado, este se ve compensado por el aumento en los beneficios y una mayor TIR, lo que la convierte en una opción atractiva para el sector", argumentan desde la firma.
Por su parte, la canibalización de precios se ha convertido en otra realidad ante el despliegue de megavatios renovables y, bajo este contexto, el mercado español de PPA se abre abre también a modalidades híbridas que combinan dos tecnologías. Esta circunstancia se produce cuando hay demasiada generación de un tipo de tecnología, por ejemplo solar fotovoltaica, y hay un exceso de oferta y caen los precios. De este modo, bajan los ingresos de la generación y, por tanto, se dice que se da una "canibalización de precios", porque una tecnología contribuye a reducir sus propios ingresos (La paradoja fotovoltaica: la que menos ingresos genera pero más rebaja la factura de la luz). De este modo, se está disparando la firma de PPAs que incluyen suministro fotovoltaico y eólico.
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