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ACS lanza su primera emisión de «bonos verdes»: 750 millones de euros a 8 años

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EFE.– El grupo ACS, a través de su filial ACS Servicios, Comunicaciones y Energía (ACS SCE), ha lanzado una emisión de «bonos verdes», la primera que acomete, por importe de 750 millones de euros, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Los bonos, que tienen un interés anual del 1,875% y un plazo de 8 años, servirán para refinanciar proyectos en activos «verdes» que ahora están soportados por financiación a corto plazo y para abordar nuevas inversiones.

Estos activos son, entre otros, parques eólicos en Perú, plantas termosolares en Estados Unidos y Sudáfrica, instalaciones hidráulicas y fotovoltaicas y líneas de transporte eléctrico que evacúan sólo generación renovable. Las entidades coordinadoras de la emisión fueron BBVA, HSBC, JP Morgan, Natixis y Société General. ACS SCE consiguió recientemente la calificación crediticia de su deuda por parte de S&P, en concreto BBB (equivalente a aprobado) para la de largo plazo y A-2 para la de corto plazo. S&P otorgó una calificación de BBB a la emisión de «bonos verdes». La filial de ACS se dedica al desarrollo, construcción, mantenimiento y explotación de infraestructuras de energía.

Repsol invertirá 3.400 millones este año y superará los 700.000 barriles diarios mientras Imaz descarta la entrada en negocios regulados

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EFE / Europa Press.- El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, ha subrayado que la compañía no entrará en negocios regulados ya que su intención es centrarse en sectores y actividades con altos retornos. En este sentido, Repsol tiene previsto invertir 3.400 millones durante este año y espera que su producción se sitúe por encima de los 700.000 barriles diarios equivalentes de petróleo.

La petrolera cifra sus inversiones en 2.400 millones de euros en el área de upstream (exploración y producción), mientras que en la de downstream (refino, marketing, GLP y química) las incrementará un 10%. De este modo, Repsol prevé situar su producción en 2018 por encima de los 700.000 barriles diarios equivalentes de petróleo, gracias a los nuevos proyectos e incrementos de la producción, y estima que el margen de refino se situará en 6,4 dólares por barril este año. Además, prevé obtener un resultado bruto de explotación (ebitda) de unos 7.000 millones de euros en 2018 y, por negocios, el de downstream alcanzará los 3.100 millones, mientras que en exploración y producción estima que se llegará a los 4.200 millones.

El escenario que calcula Repsol en que desempeñará sus actividades este año es el de un precio de 59 dólares el barril de Brent y de 3,5 dólares del gas Henry Hub. Repsol propondrá a la junta de accionistas elevar por primera vez desde hace 4 años el dividendo a cargo del ejercicio 2017 a 0,9 euros, un 12,5% más que los 0,8 euros actuales. Asimismo, propondrá una recompra del 100% de la parte distribuida en acciones para compensar el efecto dilutivo del dividendo flexible, que permite cobrar esa retribución en efectivo o en acciones.

La petrolera abonó en enero un pago a cuenta de 2017 de casi 0,4 euros, por lo que propondrá a sus accionistas una retribución complementaria del ejercicio de 0,5 euros. En los dos últimos años el dividendo había permanecido congelado en los 0,8 euros, mientras la remuneración a los accionistas correspondiente al ejercicio 2014 ascendió a 1,96 euros, después de que se abonara un dividendo extraordinario de 1 euro con parte de los fondos obtenidos de la indemnización por la expropiación por Argentina de YPF.

Esta decisión de mejorar el dividendo se produce después de que en el pasado noviembre la agencia S&P elevara la calificación crediticia de Repsol a BBB, con perspectiva estable, uno de los requisitos que había sido considerado como básico por la compañía para abordar cualquier tipo de cambio en su política de retribución a los accionistas. Además, recientemente Repsol también acordó la venta a Rioja Bidco Shareholdings, una sociedad controlada por fondos asesorados por CVC, de su participación del 20% en Gas Natural Fenosa por un importe de 3.816,3 millones de euros, con unas plusvalías de 400 millones de euros.

Repsol descarta los negocios regulados

Por otro lado, Imaz, ha señalado que la compañía se está preparando para el futuro y en pocos meses presentará su nuevo plan estratégico con horizonte en 2030. En este sentido, ha indicado que Repsol va a buscar oportunidades, pero con prudencia y buscando altos retornos, razón por la cual no está en negocios regulados. Josu Jon Imaz ha añadido que Gas Natural Fenosa, de la que recientemente Repsol se ha desprendido del 20% que le quedaba por 3.816,3 millones de euros, es una gran compañía, pero dos tercios de su resultado bruto de explotación (ebitda) proviene de negocios regulados.

«Ese no es nuestro negocio», reiteró Imaz, que ha señalado que Repsol busca oportunidades de crecimiento, pero en negocios con alto retorno que permitan recuperar el coste del capital. Ha añadido que el crecimiento de la compañía va a ser fundamentalmente orgánico y se buscará diversificar en los actuales negocios, dentro de los cuales ha destacado el del gas, que ha resaltado como un elemento clave en el proceso de transición a una economía descarbonizada.

Imaz destacó el potencial que representan para Repsol, por ejemplo, los 5 millones de clientes que tiene en España y Portugal, a los que tendrá que ofrecer energía en un mundo más moderno con servicios como la recarga para vehículos eléctricos. Sin embargo, repitió que no ve a Repsol, por el momento, estando en activos renovables ya que los retornos de las inversiones son largos y totalmente dependientes de la regulación y los gobiernos. Las acciones de Repsol se revalorizaron un 10% en 2017 y acumula un 46% de subida en los últimos dos años.

En cuanto a Venezuela, Imaz ha avanzado que, pese a las dificultades que atraviesa, Repsol seguirá comprometida con ese país, uno de los que cuenta con más reservas de petróleo en el mundo, ya que están convencidos de que tendrán oportunidades allí en el futuro. Por eso, la compañía va a mantener e incrementar sus operaciones en ese país, ya que es la «mejor opción» para los accionistas, aunque se combinará con la prudencia financiera. Imaz ha cifrado toda la exposición financiera de Repsol en Venezuela, incluido capital y créditos, en 1.300 millones de dólares.

Standard&Poor’s advierte del desafío de dar con el equilibrio entre riesgo y retribución en la nueva era de las renovables

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Europa Press.- Mientras las energías renovables ya suponen un 17,3% del consumo final bruto de energía en España, por encima de la media europea, según datos de 2016 del Instituto de Estudios Económicos (IEE), Standard&Poor’s (S&P) considera que el principal desafío en la nueva era para las renovables que se abre en España, con la adjudicación en las subastas de 2016 y 2017 de 8.700 megavatios (MW) verdes, será encontrar «el equilibrio entre el riesgo y el retorno para todas las partes».

En un informe sobre las energías renovables en el país, la agencia de calificación señala que la retribución para las nuevas instalaciones está cambiando «drásticamente» en España con el fin de los subsidios y la exposición del sector a los precios de mercado. Así, señala que este nuevo mecanismo de remuneración propuesto para las nuevas renovables, en el que existe un suelo de precio garantizado por el Gobierno, es «mucho más débil» que el existente en otros países de Europa.

En este contexto, «los banqueros y asesores se están rascando la cabeza respecto al mejor enfoque para financiar lo que se ve como una nueva era de energías renovables», señala Gonzalo Cantabrana Fernández, analista de S&P. Para Fernández, este cambio de un modelo de remuneración basado en subsidios a uno más expuesto a los cambios del mercado representa una señal de que la industria de las renovables entra en «una fase más madura, donde los costes de producción disminuyen a medida que la tecnología madura y gana escala, algo que sucede en la eólica (onshore y offshore) y la solar».

Avance europeo de las renovables

La Unión Europea en su conjunto pretende alcanzar en 2020 una media del 20% de aportación de fuentes renovables al consumo final bruto de energía. Así, Suecia tiene, con diferencia, la mayor proporción de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía, con un 53,8%.Por su parte, Finlandia alcanza un 38,7% y Letonia un 37,2%, mientras que Austria registra un 33,5% y está muy cerca de su objetivo nacional para 2020, y Dinamarca ya lo ha superado (32,2%).

Italia registra un 17,4% y, en lo que respecta a España, ha avanzado algo más de un punto y supera la media de la Unión Europea al alcanzar un 17,3% en 2016. Francia, por su parte, ya se queda por debajo de la media con un 16%, al igual que ocurre en Grecia, la República Checa y Alemania, con cifras cercanas al 15%. Los países en la cola de la Unión Europea son Malta, Holanda y Luxemburgo, con entre un 6% y un 5,4%, respectivamente.

La agencia de calificación Standard & Poors (S&P) eleva a 55 dólares por barril la cotización del Brent en 2018

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Europa Press.- La agencia de calificación Standard & Poors (S&P) ha elevado sus previsiones de precios del petróleo Brent, la principal referencia de los mercados europeos, hasta los 55 dólares por barril en 2018, mientras que ha mantenido sin cambios en los 50 dólares el precio del West Texas, la referencia estadounidense.

Asimismo, según apunta S&P en un informe, el nominal diferencial entre el Brent y el West Texas, que se ha situado en un rango amplio en torno a los 6 dólares por barril este año, será más «pequeño» en 2018. Estos pronósticos se basan en el coste marginal de la producción de petróleo y en los fundamentales de la oferta y la demanda. En este sentido, la firma explica que el Brent, que se ha estado intercambiando por encima de los 60 dólares por barril desde el pasado octubre, permanecerá por encima de este rango en lo que respecto a los precios de futuros hasta noviembre del año que viene.

«El aumento de los precios del petróleo es el reflejo de los recortes de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), de las interrupciones de suministro y de las caídas temporales de la producción, así como por las positivas perspectivas sobre la demanda», destaca el documento. S&P indica que el drenaje de crudo en el norte de Iraq se redujo en octubre y la producción en otras regiones también disminuyó. Sin embargo, la firma cree que estos problemas específicos de suministro se abordarán en los próximos meses.

Además, el acuerdo de la OPEP y otros países no pertenecientes al cártel como Rusia, basado en el recorte de la producción en 1,8 millones de barriles al día, está siendo «clave» para la relativa estabilidad de los precios del petróleo. La OPEP acordó prorrogar hasta finales de 2018 la decisión de recortar la producción para atajar el problema del exceso de oferta, asumida el 30 de noviembre de 2016, ampliada nueve meses el 25 de mayo de este año y ahora nueve meses más allá de marzo de 2018.

No obstante, también observa «ciertos riesgos» respecto a que el cumplimiento pueda debilitarse por parte de algunos productores durante 2018, aunque asegura que hasta la fecha ha sido «ampliamente consistente«. Con todo, la efectividad de estos factores se ha visto contrarrestada y continuará en 2018 por el crecimiento particularmente alto de la producción de petróleo de esquisto en Estados Unidos.

El impulso positivo sobre el crecimiento económico en las economías avanzadas y emergentes respaldará que la demanda petrolera siga siendo claramente «positiva» durante el próximo año, aunque se moderará en el largo plazo, señala S&P. A pesar de la favorable perspectiva, la firma cree que la velocidad en la adopción de vehículos eléctricos y la transición energética son «factores críticos». «Aunque en general la rapidez del cambio es incierto, está claro que cada año desempeñan un papel más importante», subraya.

Máximos desde julio de 2015

Por su parte, el petróleo West Texas, de referencia en Estados Unidos, subía hasta situarse en máximos desde julio de 2015. En concreto, el interés de los inversores por la referencia West Texas le hacía cotizar por encima hasta los 58,47 dólares por barril. De su lado, el Brent, de referencia en Europa, se situaba en los 65,25 dólares por barril, en máximos desde junio de 2015. Desde que comenzó el año, el petróleo West Texas se ha revalorizado cerca de un 9%, mientras que el Brent acumula unas ganancias de más de un 14%.

Además del impulso en los precios a lo largo del año gracias al endurecimiento de la oferta por el drenaje de barriles por parte de la OPEP, existen otros factores que impulsan el valor del crudo, como la reducción de la producción por los países que no forman parte del acuerdo como Estados Unidos o el conflicto independentista en el Kurdistán iraquí. Asimismo, el oleoducto de Keystone en Estados Unidos, que conecta los yacimientos petrolíferos canadienses con los estadounidenses, se encuentra cerrado parcialmente debido a que ha sufrido una fuga con la que derramó alrededor de 5.000 barriles de petróleo.

Standard and Poor’s mantiene la nota de la deuda de la petrolera francesa Total después de comprar Maersk Oil

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EFE.- Standard and Poor’s (S&P) anunció que mantiene la nota de emisiones de deuda de la petrolera francesa Total (A+, notable alto) después de haber anunciado la compra de la danesa Maersk Oil por 6.345,4 millones de euros (7.450 millones de dólares).

La agencia de calificación comentó que esta adquisición tampoco altera la perspectiva de la empresa, que sigue negativa. S&P acogió con preocupación el impacto que esta compra tendrá en la ya elevada deuda de Total. «Pretende financiar la compra esencialmente con nuevos capitales de 4.950 millones de dólares, por lo que su deuda aumentará unos 2.500 millones de dólares. Además, Total asumirá los 2.900 millones de pasivos de Maersk Oil, lo que aumentará sus obligaciones que, no obstante, son a largo plazo», apuntó la agencia.

Standard and Poor’s también dudó de que el aporte de las ganancias de Maersk Oil en Total pueda contrarrestar el aumento de la deuda, pues el importante mercado de Qatar, donde operaba Maersk Oil, no estará operativo a partir de este trimestre. Así, la transacción debería estar finalizada en el primer trimestre de 2018, aunque la compra tendrá efecto con fecha del pasado 1 de julio. El gigante francés puso entonces el acento en que esta adquisición supone incorporar una cartera de activos «excepcionalmente complementaria» con la que ya tiene, lo que se traducirá en una mejora de la competitividad y del valor de sus operaciones en numerosas regiones clave.

Y revisión negativa para Møller-Mærsk

Por otro lado, la agencia de calificación de riesgos ha puesto en revisión negativa la calificación BBB (aprobado) a largo plazo de A.P. Møller-Mærsk, el principal grupo industrial de Dinamarca, por su decisión de vender su negocio petrolero. «No está claro si el endeudamiento potencial de A.P. Møller-Mærsk podrá contrarrestar la pérdida de beneficios por diversificación que anteriormente se consideraba favorable para su calificación crediticia», señaló la agencia. S&P resaltó que mantener la nota actual dependerá de la magnitud de la mejora de las métricas crediticias y de usar los activos de la venta en amortizar la deuda en vez de remunerar a los accionistas.

La operación entre ambas compañías establece que Total se quede con el 100% del capital de Maersk Oil, por la que pagará con sus acciones el equivalente de 4.216 millones de euros (4.950 millones de dólares) y hará suyos además los 2.129,2 millones de euros (2.500 millones de dólares) de deuda de la petrolera danesa. A.P. Møller-Mærsk había anunciado su decisión de deshacerse de su negocio petrolero y de gas por los bajos precios del crudo, para concentrarse en sus divisiones de transporte y logística.

Standard & Poor’s rebaja de estable a negativa la perspectiva de Enagás

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Europa Press.- La agencia de calificación crediticia Standard & Poor’s ha rebajado la perspectiva del rating de Enagás, que pasa de estable a negativa, debido al alto porcentaje de su capital que está en situación de riesgo, y que no está contribuyendo a la generación de flujo de caja, y a la debilidad del perfil crediticio de la compañía. En gran medida obedece a la decisión del Gobierno de Perú de finalizar la concesión del Gasoducto Sur Peruano, lo que provocó que Enagás solicitara una garantía financiera de 221 millones.

Ve riesgos en el Transadriático

Por otro lado, la agencia considera «bastante arriesgado» el proyecto de construcción del gasoducto Transadriático, valorado en 5.300 millones de euros, debido a su tamaño y a los países en los que está siendo construido. Así, señala que la exposición de Enagás podría elevarse hasta 500 millones de euros. Standard & Poor’s ha mantenido en A- (calidad buena, con cierta sensibilidad a entornos adversos), el rating a largo plazo de la compañía presidida por Antonio Llardén, mientras que la calificación a corto plazo también se mantiene en A-2 (calidad buena, con alguna sensibilidad al entorno).

Iberdrola gana 827,6 millones de euros en el primer trimestre, un 4,7% menos, manteniendo su calificación crediticia con perspectiva estable

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Redacción / Agencias.- La agencia de medición de riesgos Standard&Poor’s (S&P) ha decidido mantener en BBB+, equivalente a un aprobado alto, la calificación crediticia de Iberdrola por su menor exposición a las actividades liberalizadas y el mayor peso de los negocios regulados en Estados Unidos y Reino Unido. La compañía registró un beneficio neto de 827,6 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que supone un descenso del 4,7% respecto al mismo periodo del 2016.

La compañía ha explicado que los resultados se han visto afectados por las condiciones meteorológicas, con una baja pluviosidad que ha supuesto una menor producción hidroeléctrica y con una menor producción eólica, así como por el cierre de la central térmica de Longannet en Reino Unido en marzo de 2016 que afecta a la comparativa del trimestre, y por la situación competitiva en el mercado de clientes en este país.

El beneficio neto del grupo en el periodo se vio así salvado por los resultados de activos no corrientes en el periodo, que se dispararon a 256,2 millones de euros, frente a los 29,1 millones de euros en el primer trimestre del año pasado, gracias a la operación de fusión de Gamesa con Siemens Wind, que ha aportado a la energética 255 millones de euros, tras la dilución de su participación del 20% al 8% en la compañía fusionada, incluidos los 198 millones de euros correspondientes al dividendo extraordinario cobrado el 11 de abril por el cierre de la fusión.

No obstante, Iberdrola prevé que las cifras se recuperen a lo largo del año y mantiene sus previsiones de crecimiento para el final del ejercicio. A este respecto, señaló que a lo largo del año varios de los efectos que lastraron los resultados del trimestre, como el cierre de Longannet o la comparativa con un primer trimestre eólico «excepcionalmente fuerte» en 2016, se irán laminando y, además, se producirán otros impactos, como la subida de tarifas en Reino Unido a partir de abril y la nueva capacidad que se pondrá en operación tanto en renovables (1.393 MW) como en generación regulada en México (129 MW).

La filial americana Avangrid, que cotiza en la Bolsa de Nueva York y de la que Iberdrola controla el 81,5%, registró un beneficio neto de 239 millones de dólares (218,4 millones de euros), un 13% más. El resultado bruto de explotación (Ebitda) alcanzó los 1.862 millones de euros, un 8,2% menos, impulsado por la contribución del negocio de redes, principalmente de Estados Unidos. Asimismo, las inversiones de Iberdrola en el primer trimestre totalizaron 1.016,1 millones de euros, lo que supone un crecimiento del 13,4%, y se concentraron en los negocios de redes y renovables, que representan el 81,4% de la inversión total en el trimestre.

La deuda financiera neta del grupo a cierre del pasado marzo se situaba en 29.760 millones de euros, con un incremento de 346 millones de euros respecto a diciembre de 2016, como consecuencia del proceso inversor. La compañía cuenta con cerca de 6.500 megavatios (MW) en construcción en energías renovables y generación contratada, lo que permitirá poner en marcha más de 2.000 MW durante 2017. En España, el periodo se caracterizó para el grupo por la fuerte disminución de la producción hidroeléctrica (-44%) y por una menor producción del resto de tecnologías renovables (-12%) derivadas de las condiciones climatológicas. La producción de centrales de carbón y gas cubrió la caída de estas, con aumentos del 70% y del 27%, respectivamente.

La cifra de negocios del grupo creció un 1,3% con respecto al primer trimestre de 2016 y alcanzó los 8.289,5 millones de euros. Por áreas de actividad, redes obtuvo un ebitda de 1.020,9 millones, un 9,1% más, y las ventas se incrementaron un 5,2%, hasta los 2.522,4 millones de euros. En el negocio de generación y clientes, el ebitda cayó un 32%, hasta los 436,3 millones de euros, y las ventas un 0,4%, hasta los 5.329,1 millones, debido al débil comportamiento del negocio británico. El ebitda del área de renovables, que estuvo afectado por las condiciones climatológicas, también cayó un 5% y fue de 434 millones, mientras que las ventas se incrementaron un 0,8%, hasta los 719,5 millones de euros.

Por otro lado, el consejo de administración de Iberdrola ha aprobado la ejecución el próximo mes de julio de una nueva edición del programa Iberdrola Dividendo Flexible, con un precio de compra garantizado de, al menos, 0,145 euros brutos por acción, un 16,9% más que en julio de 2016, más 0,03 euros brutos en efectivo. Este importe, sumado a los 0,135 euros brutos por acción ya abonados el pasado enero, supone que la retribución anual alcance los 0,31 euros brutos por acción, casi un 11% más que el año anterior.

S&P mantiene nota a Iberdrola

S&P, que subió la nota a Iberdrola desde BBB a BBB+ en 2016, mantiene en estable su perspectiva sobre la eléctrica. Según la agencia de calificación, Iberdrola continúa mejorando su perfil de riesgo mediante la reducción de su exposición a las actividades liberalizadas y al mercado español. En contrapartida, la eléctrica aumenta la contribución de las actividades reguladas y a largo plazo en Reino Unido y Estados Unidos. A juicio de S&P, la perspectiva estable es reflejo de un negocio altamente diversificado, con un peso mayoritario de las actividades reguladas.

Standard&Poor’s retira su calificación crediticia a Abengoa por falta de información sobre la compañía para evaluar su perfil de riesgo

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EFE.- Standard&Poor’s (S&P) ha decidido retirar la calificación crediticia asignada a Abengoa porque la escasez de información sobre la compañía le impide evaluar su perfil de riesgo, según indicó la propia S&P, que el pasado diciembre bajó la calificación crediticia de Abengoa hasta selective default, o insolvencia selectiva, tras anunciar el grupo andaluz que no pagaría las cantidades correspondientes a sus emisiones de deuda en Irlanda.

Según S&P, la retirada de las calificaciones refleja la falta de información suficiente y oportuna para mantener la vigilancia de Abengoa de acuerdo con sus criterios. S&P señala que esta escasez de información restringe su capacidad para evaluar la posición de liquidez del grupo andaluz y sus perfiles de riesgo financiero y de negocio. El pasado 22 de noviembre, Abengoa consiguió el respaldo de sus accionistas a su plan de salvamento, con lo que eludió la amenaza de quiebra que pendía sobre la compañía desde que entró en preconcurso de acreedores a finales de 2015. El plan de reestructuración había sido homologado días antes, el 8 de noviembre, por el juzgado número 2 de Sevilla.

S&P cree que la reforma eléctrica británica dañará a las «big six», pero a Iberdrola en menor medida

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Europa Press.- Standard & Poor’s (S&P) considera que la reforma eléctrica que preparan las autoridades en Reino Unido dañará a las compañías hegemónicas del sector, conocido como ‘big six’, si bien la filial de Iberdrola en el país, Scottish Power, que forma parte de este grupo, resultará afectada en menor medida.

En un informe, la agencia considera que la última reforma emprendida por el regulador Ofgem y la Competition and Markets Authority (CMA), en la que se propicia la entrada de nuevos competidores, «exacerbará las tendencias negativas para el ‘big six'» mediante la introducción de cambios en el mercado que reducirán la cuota de los agentes y los márgenes, al tiempo que elevarán la volatilidad.

En todo caso, la agencia considera que los ‘rating’ de las compañías no se verán por el momento afectadas y cita a Centrica y SSE como las dos eléctricas dentro del grupo de las seis dominantes con mayor riesgo de quedar dañadas por la reforma, dada su exposición al mercado minorista británico.

Desde mediados de 2013, se ha producido la llegada de nuevos competidores al mercado eléctrico británico, que ya tienen una cuota de mercado del 13%, ganada en detrimento de las seis grandes empresas del sector, que son Centrica, EDF, SSE, RWE, E.ON y Scottish Power.

Los cambios regulatorios en Reino Unido incluyen medidas para elevar la transparencia, la competencia y la flexibilidad de los clientes a la hora de elegir suministro. Algunos ya se están aplicando y otros entrarán en vigor en 2018.

Standard & Poor’s cree que las renovables podrán duplicar su capacidad en 2030 con 150.000 MW de baterías

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Europa Press.- Standard & Poor’s (S&P) considera que las energías renovables podrán duplicar su capacidad mundial en 2030 si se instalan 150.000 megavatios (MW) de baterías eléctricas, llamadas a convertirse en la pieza clave para la transición energética global. Esta consideración aparece recogida en su informe Storage: The Final Piece In The Global Energy Transition Puzzle, que sitúa a las baterías como «la pieza definitiva» para la transición energética.

La agencia de calificación crediticia indica que las recientes fusiones y adquisiciones en el sector apuntan a la llegada de «inversiones sustanciales» en empresas de almacenamiento de electricidad y a un «cambio estructural en los sistemas energéticos globales». «Los descensos considerables en los precios de la electricidad y la necesidad de mayores opciones renovables ofrecen significativas expectativas de crecimiento para el sector del almacenamiento», indica el responsable de investigación en infraestructuras de S&P, Michael Wilkins.

Una alternativa para el ahorro

«Algunos gobiernos ya han puesto en práctica medidas para incentivar el uso del almacenamiento de electricidad, mientras que en otros mercados es el sector privado el que está tomando la iniciativa», señala. En Reino Unido, la Comisión Nacional de Infraestructuras publicó recientemente un informe en el que concluye que el país podría ahorrar 10.000 millones de euros al año mediante la incorporación de soluciones de smart power, que pasan por interconexiones eléctricas, almacenamiento de electricidad y gestionabilidad de la demanda.

Para S&P, existe un gran interés por el «continuo descenso en los precios de las baterías». Como ejemplo, el precio de los packs de baterías de ion litio utilizadas en los coches eléctricos ha pasado de 1.000 dólares por kilovatio (kW) en 2010 a 350 dólares en la actualidad. A pesar de la complejidad y el riesgo que presenta la financiación de empresas de baterías, esta tecnología «se acerca a la viabilidad comercial a gran escala«, de modo que el almacenamiento de electricidad «puede convertirse en una pieza clave en los esfuerzos globales para descarbonizar el sector eléctrico en los próximos años», concluye la agencia.