La financiación de proyectos eólicos y solares enfrenta fuertes obstáculos en Australia

La financiación de proyectos eólicos y solares atraviesa fuertes dificultades en Australia, especialmente en Nueva Gales del Sur (NSW), donde la necesidad de incorporar nueva capacidad de generación contrasta con las condiciones que encuentran los desarrolladores para obtener capital.

Una de las claves está en cómo se perciben estos proyectos desde el punto de vista financiero. Mientras continúen expuestos a las fluctuaciones de los precios eléctricos a corto plazo, pueden resultar menos atractivos para determinados inversores institucionales que otros activos considerados infraestructura.

En este escenario, los contratos de compraventa de energía (PPA) a largo plazo aparecen como un mecanismo capaz de reducir parte de esa exposición y proporcionar mayor previsibilidad sobre los ingresos futuros.

Financiación eólica y solar afronta mayores costes de capital

En primer lugar, el incremento de los rendimientos de los bonos afecta directamente a las condiciones bajo las cuales puede financiarse nueva capacidad eólica y solar.

Según las estimaciones planteadas en el análisis, un aumento de un punto porcentual en los tipos de los bonos puede añadir alrededor de 10 dólares por MWh al coste nivelado de la energía (LCOE), considerando los factores de capacidad registrados en Nueva Gales del Sur.

A ello se suma la inflación. El encarecimiento del hormigón, los salarios y otras partidas asociadas a la construcción también incrementa los costes de los proyectos.

Por tanto, el problema financiero se traslada al precio necesario para que una nueva instalación pueda recuperar la inversión y proporcionar la rentabilidad requerida por sus proveedores de capital.

Los fondos de pensiones podrían aportar capital a los proyectos

Por otra parte, los fondos de pensiones australianos disponen colectivamente de miles de millones de dólares cada año para inversiones en infraestructura no cotizada. Sin embargo, buena parte de ese capital se dirige hacia otros tipos de activos.

El análisis estima que estos fondos cuentan con al menos 5.000 millones de dólares anuales disponibles para esta clase de inversiones. Una eventual asignación colectiva de 2.000 millones anuales al capital de proyectos renovables podría representar una fuente considerable de financiación.

Existe, sin embargo, un obstáculo: los proyectos eólicos y solares expuestos directamente al mercado eléctrico no presentan necesariamente el mismo perfil de riesgo que una infraestructura con ingresos previsibles a largo plazo.

Así, convertir esos flujos variables en ingresos más estables podría modificar la percepción financiera de los activos y facilitar la entrada de capital institucional.

Los PPA a largo plazo pueden reducir la exposición al mercado

Una herramienta para conseguirlo son los PPA a largo plazo respaldados por contrapartes con alta calidad crediticia.

Estos contratos pueden proporcionar mayor certidumbre sobre los ingresos futuros de un parque eólico o solar. De esta forma, disminuye parte del riesgo asociado a depender directamente de los precios del mercado eléctrico.

El problema aparece cuando el precio que necesita el proveedor de capital para financiar el proyecto supera el precio que está dispuesto a asumir el comprador de electricidad mediante el PPA.

Esa diferencia dificulta que oferta y demanda alcancen un punto de equilibrio capaz de impulsar suficiente capacidad nueva.

En ese contexto, el análisis plantea que los gobiernos podrían intervenir mediante contratos de largo plazo u otros mecanismos capaces de reducir el riesgo financiero asociado a los nuevos proyectos.

El factor de capacidad eleva la importancia del coste del capital

Por otro lado, la situación resulta especialmente relevante para la energía eólica en Nueva Gales del Sur.

Tomando como referencia un factor de capacidad del 31 %, identificado en el análisis como la mediana registrada por los parques eólicos del estado durante los últimos cinco años, el LCOE cambia considerablemente dependiendo de la tasa de descuento utilizada.

Con una tasa real antes de impuestos del 6 %, el coste nivelado se situaría alrededor de 123 dólares por MWh. Con una tasa del 7 % alcanzaría aproximadamente 134 dólares por MWh y con una del 8 % subiría hasta unos 145 dólares por MWh.

Las cifras sitúan el coste de generación en un rango aproximado de entre 120 y 140 dólares por MWh bajo buena parte de los escenarios considerados.

Además, cuanto menor sea el factor de capacidad de una instalación, mayor será la influencia del coste del capital sobre cada MWh producido.

Contratos estables podrían reducir el coste financiero

De acuerdo con el planteamiento presentado, los gobiernos federal y estatal podrían reducir cerca de 20 dólares por MWh mediante PPA a largo plazo para proyectos eólicos en Nueva Gales del Sur.

Para más de 10 GW de capacidad eólica contratada, esa diferencia podría representar alrededor de 500 millones de dólares anuales frente a un escenario en el que la financiación dependiera completamente de condiciones merchant.

Más que una reducción del coste físico de construir un parque eólico, el efecto procedería de disminuir el riesgo percibido por quienes aportan capital. Así mismo, proporcionar ingresos más previsibles permitiría acercar estos proyectos al perfil financiero tradicionalmente asociado con las infraestructuras.

La cuestión central para el desarrollo renovable de Nueva Gales del Sur pasa entonces por las condiciones de financiación. Los parques eólicos y solares requieren capital considerable durante su construcción y su coste final depende, en buena medida, de la rentabilidad exigida por quienes financian esos activos.

Los PPA de largo plazo ofrecen una vía para reducir esa incertidumbre y facilitar la participación de inversores institucionales, incluidos los fondos de pensiones australianos, en la expansión de nueva capacidad renovable.

Fuente: Renew Economy

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