Almacenamiento de baterías: inversores sufren caída de ingresos

Inversores en almacenamiento de baterías "sienten la presión" mientras el retiro del carbón retrasa las ganancias esperadas

Los inversores en almacenamiento de baterías están sintiendo la presión en el mercado eléctrico australiano. Los spreads de arbitraje se han estrechado más de lo previsto y los ingresos por almacenamiento están cayendo por debajo de las proyecciones que sustentaron proyectos aprobados hace tres años. La razón principal es un desajuste temporal: las plantas de carbón que deberían haber cerrado siguen operativas, aplastando los precios de picos que los desarrolladores contabilizaron en sus modelos financieros.

La discusión tuvo lugar este 25 de agosto en la Battery Asset Management Summit Australia 2026 en Sídney. Expertos de Fluence, Aquila Clean Energy y Pacifico Energy expusieron diagnósticos distintos sobre la misma crisis de rentabilidad. Todos coincidieron en que el sector enfrenta presiones financieras agudas, aunque discreparon sobre si el problema es cíclico o estructural.

Matt Grover: "Sintiendo la presión" por cierres de carbón que no llegan

Matt Grover, director de mercados de energía en Fluence, fue enfático al describir la situación. Muchos desarrolladores están sintiendo presión financiera real porque construyeron sus casos de negocio alrededor de un cronograma de retiro de carbón que no se cumplió. Las plantas que debían apagarse entre 2023 y 2025 siguen generando electricidad, manteniendo la oferta alta y los precios de pico más bajos de lo anticipado.

Grover califica esto como un problema cíclico de corto plazo, no como una falla estructural del modelo de almacenamiento por baterías. Su visión implica que los spreads de arbitraje eventualmente se expanderán cuando el carbón realmente salga del sistema. La pregunta que queda en el aire es cuántos proyectos sobrevivirán hasta ese punto sin reestructurar su deuda o buscar refinanciamiento.

El diagnóstico de Grover contrasta con el de otros panelistas que ven raíces más profundas. La diferencia importa para inversores que deben decidir si mantener exposición al sector australiano o rebalancear hacia mercados con mayor certidumbre regulatoria.

Thomas Schmitz: las baterías son "plantas pico" y el problema está en la estructura financiera

Thomas Schmitz, gerente general de mercados de energía en Aquila Clean Energy APAC, ofreció una lectura más pesimista. Las baterías funcionan como plantas pico, recordó, y históricamente estas instalaciones operan con factores de capacidad del 1 al 2%. Por tanto, ingresos deprimidos no son una anomalía sino la condición normal del negocio.

El verdadero problema, según Schmitz, radica en las estructuras de financiamiento de proyecto que obligan a los desarrolladores a generar por debajo de sus costos de ciclo. Cuando un banco exige cobertura de deuda basada en proyecciones optimistas de precios spot, el proyecto entra en tensión desde su primera operación.

Schmitz también lanzó una advertencia específica sobre los servicios auxiliares de control de frecuencia (FCAS, por sus siglas en inglés). Utilizar ingresos de FCAS en modelos financieros a 20 años es un error grave, argumentó, porque esta fuente de ingresos es volátil por definición e imposible de pronosticar con precisión a largo plazo. Los desarrolladores que dependen de FCAS para cumplir ratios de cobertura están construyendo sobre arena movediza.

Rechazo unánime al Capacity Investment Scheme federal

La audiencia y los panelistas expresaron negatividad abrumadora hacia el Capacity Investment Scheme (CIS) del gobierno federal australiano. Este mecanismo, diseñado para destrabar inversiones en renovables y almacenamiento, fue criticado desde múltiples ángulos durante la sesión.

El Dr. Mahdi Behrangrad, de Pacifico Energy K.K., advirtió que la intervención gubernamental arrastra "agendas ocultas" y dinámica política. Como referencia comparativa, citó la experiencia de Japón con su Long-Term Decarbonisation Power Source Auction (LTDA). Behrangrad argumentó que el rol correcto del Estado es proporcionar una "Estrella Polar" de dirección y certeza regulatoria, no rescatar modelos de negocio fallidos. Los proyectos que no funcionan deberían quebrar, permitiendo que el capital se reasigne eficientemente.

Schmitz respaldó esta posición al señalar que el CIS es innecesario. Lo que el mercado necesita, dijo, son reglas regulatorias consistentes que permitan filtrar a los desarrolladores que asumen riesgos excesivos. También criticó duramente el Energy Security Mechanism propuesto, calificando de "premisa falsa" la idea de que los desarrolladores pueden asegurar contratos forward de tres a cuatro años en las condiciones actuales del mercado.

El desfase entre proyecciones de 2023 y la realidad de 2026

La tensión central que expuso la cumbre es temporal, no tecnológica. Los proyectos de batería aprobados en 2022 y 2023 usaron supuestos de precios basados en retiros de carbón anunciados pero no ejecutados. Eraring en Nueva Gales del Sur, Callide en Queensland y otras unidades extendieron su vida útil o pospusieron cierres definitivos, alterando el balance oferta-demanda que los modelos financieros asumían.

Este fenómeno no es exclusivo de Australia. Mercados europeos y estadounidenses enfrentan desafíos similares donde la transición energética real se desvía de los cronogramas políticos. La diferencia en NEM es la velocidad de instalación de capacidad de baterías, que creció más rápido que la contracción de la generación fósil, generando una saturación relativa en el corto plazo.

Para los inversores institucionales que entraron al sector australiano buscando rendimientos estilo infraestructura, la experiencia está siendo más volátil de lo esperado. La pregunta que ronda entre los asistentes a la cumbre fue cuántos fondos tolerarán pérdidas operativas antes de reclasificar estas inversiones de "infraestructura central" a "energía oportunista".

¿Qué viene? La ventana de 2027 y los contratos forward imposibles

La discusión sobre contratos forward de tres a cuatro años expuso una paradoja de mercado. Los bancos exigen cobertura de precios para prestar a proyectos de batería, pero los contratos disponibles no reflejan los costos reales de ciclo ni la volatilidad esperada de los precios spot. Schmitz calificó esta situación de "premisa falsa" del Energy Security Mechanism, lo que sugiere que el mecanismo de seguridad energética propuesto podría no conseguir su objetivo de destrabar financiamiento.

El horizonte relevante para los desarrolladores que sobrevivan al ciclo actual es 2027-2028. Para entonces, los retiros de carbón acumulados deberían haber alterado la curva de oferta de NEM, expandiendo los spreads de arbitraje. Sin embargo, esa proyección depende de que los gobiernos estatales y federales no intervengan para extender nuevamente la vida útil de las plantas fósiles bajo presión política por precios de electricidad.

La incertidumbre regulatoria es, en sí misma, un costo que los inversores están empezando a internalizar. Si Australia quiere mantener su atractivo para capital de almacenamiento a escala, necesitará claridad sobre dos variables: cuándo cierra realmente el carbón y qué mecanismo de capacidad reemplazará al CIS si este fracasa en su implementación.

¿Los desarrolladores que hoy están sintiendo la presión tendrán balance suficiente para llegar al ciclo alcista, o veremos una consolidación donde solo los fondos con mayor colchón de liquidez sobrevivan? El mercado australiano de baterías está en un punto de inflexión donde la paciencia financiera importa tanto como la eficiencia técnica.

Información publicada originalmente por Energy Storage News.