Le marché australien du financement du stockage d'énergie arrive à maturité

Le marché australien du financement du stockage d'énergie arrive à maturité ; Les ratios d'endettement-/-fonds propres des projets autonomes se stabilisent entre 50 % et 70 %

 

 

 

Les prêteurs australiens de stockage d’énergie ont tiré deux leçons clés de leurs expériences opérationnelles. Piaalu, directeur de l'énergie pour l'Australie et la Nouvelle-Zélande à la Société Générale, note que le fonctionnement des batteries présente des différences pratiques distinctes par rapport à la production traditionnelle d'énergie renouvelable ; par conséquent, le choix du sponsor du projet et la stratégie opérationnelle spécifique du système de batterie sont apparus comme des facteurs critiques. Simultanément, les hypothèses concernant le risque du réseau ont été bouleversées ; les systèmes de batteries ne sont pas totalement à l’abri d’une réduction, un facteur de risque que les institutions bancaires doivent désormais explicitement intégrer dans leurs évaluations. Malgré ces défis, Piaalu souligne que l'appétit des prêteurs reste robuste, affirmant questockage d'énergie par batterierestera un élément essentiel au cours des 5 à 10 prochaines années pour faciliter l'élimination progressive en cours-de la production d'électricité au charbon-.

 

Webster, responsable de l'équipe Énergie de la Société Générale, déclare que le « point idéal » pour les ratios d'endettement-sur-fonds propres enprojets de batteries autonomess'est stabilisé dans une fourchette de 50 à 70 %. Le marché a largement évolué vers des modèles de « trading virtuel », une évolution qui a considérablement élargi la portée du marché de prélèvement disponible. Cependant, une tension fondamentale persiste : les prêteurs exigent un calendrier de remboursement de la dette fixe, alors que les revenus des batteries découlent intrinsèquement de la volatilité du marché lui-même. Hawke, directeur de la Clean Energy Finance Corporation (CEFC), souligne que le marché des batteries peut connaître des périodes prolongées-s'étalant sur plusieurs trimestres-sans volatilité significative des prix ; par conséquent, le marché du crédit doit établir des mécanismes pour équilibrer ce risque inhérent. Les banques maintiennent une position conservatrice concernant les méthodologies de dimensionnement de la dette, choisissant de ne pas prendre en compte les revenus provenant d'événements sporadiques ou ponctuels sur le marché lorsqu'elles évaluent la bancabilité d'un projet.

 

Le rythme de déploiement des batteries a surpris même les prêteurs chevronnés. Piaalu révèle que les écarts de marché-le différentiel de revenus-se sont fortement contractés par rapport aux niveaux de 180 à 200 $ A$ par MWh prévus lors des cycles de financement il y a quelques années, pour s'établir récemment à un niveau soutenu plus proche de 100 A$ par MWh. L'ampleur potentielle de l'offre excédentaire est devenue une préoccupation majeure dans l'évaluation des risques par les prêteurs ; les objectifs du gouvernement en matièresolaire et batterie sur le toitles installations visent à atteindre environ 25 GW d'ici 2030-un chiffre proche de la demande moyenne totale du marché national de l'électricité (NEM). Le risque d'offre excédentaire à court terme est ainsi devenu un point central pour les banques. Même si les mécanismes de passation de marchés gouvernementaux-tels que le Programme d'investissement en capacité (CIS) ont amélioré la crédibilité des projets, ils ne se sont pas encore révélés suffisants pour servir de source de revenus autonome capable de soutenir le financement par emprunt. Webster note que le CIS est soumis à des prix plafonds et à des limites annuelles de volume, ce qui rend difficile pour les projets de s'appuyer uniquement sur de tels contrats pour obtenir un financement.

 

Hawke observe que les stratégies d'enchères ont évolué ; les récents soumissionnaires pour des projets de batteries de 8-heures dans le cadre de la CEI ont exprimé leur confiance dans le fait que les revenus générés uniquement par ces contrats gouvernementaux seront suffisants pour garantir le financement du projet au cours de l'année en cours. Pour le stockage d'énergie de longue durée-, les modèles de revenus restent confrontés à des défis fondamentaux. Webster note que les -systèmes de batterie de 8 heures-soutenus par des-accords de services énergétiques à long terme- commencent à démontrer leur rentabilité. Lors du dernier appel d'offres de stockage de longue durée de la Nouvelle-Galles du Sud, des contrats de services énergétiques à long terme totalisant 12 GWh ont été attribués à des projets réussis de batteries lithium-ion. Bien quebatterie commerciale autonomeLes projets étant confrontés à des limites en termes de taille de la dette, les portefeuilles multi-technologiques à l'échelle du gigawatt sont apparus comme un outil clé pour leur déploiement. Webster a révélé que les projets de portefeuille à l'échelle du gigawatt-, qui intègrent un large éventail de technologies, fournissent la capacité nécessaire pour accueillir les actifs de batteries commerciales. Piallu souligne que les projets de portefeuille soutenus par des sponsors expérimentés peuvent bénéficier de conditions de financement plus flexibles, alors que le chemin de financement des projets commerciaux autonomes reste difficile.

 

Au cours des 18 derniers mois, le stockage d’énergie est passé d’une classe d’actifs émergente nécessitant le soutien de contrats gouvernementaux à un marché de financement mature capable d’absorber une exposition modérée au risque commercial. Webster conclut que, du point de vue de la bancabilité, il est devenu une classe d’actifs très prisée. En réfléchissant aux résultats du déploiement, Hawke a déclaré que l'Australie a déjà mis en service 15 GW de stockage par batterie, et 15 GW supplémentaires sont actuellement en construction ou en mise en service-un exploit qu'il salue comme l'un des exemples les plus réussis de la transition énergétique. La question centrale à laquelle sont confrontés les prêteurs n’est plus de savoir si les batteries sont bancables, mais plutôt de savoir comment construire des structures de financement capables à la fois de répondre au rôle essentiel que jouent ces actifs dans la transition énergétique et de faire face à la réalité des flux de revenus volatils.