En Europa, la
energía eólica marina se está convirtiendo rápidamente en una forma
convencional de generación de energía. El mercado eólico marino también se está
desarrollando rápidamente en Asia. Taiwán realizó rondas de ofertas de energía
eólica marina durante el 2018, y al hacerlo cumplió su objetivo de otorgar 5.5
GW de capacidad eólica marina que se desarrollará para el 2025. La danesa
Orsted completó el acuerdo financiero de su primer proyecto eólico marino en
Taiwán. Otros mercados, como Japón, no se quedan atrás. Este país introdujo una
nueva ley diseñada para facilitar el desarrollo de proyectos eólicos marinos.
Este aumento en
los proyectos eólicos está siendo sostenido por un cambio en la economía de la
generación de energía eólica marina. El mercado se ha vuelto mucho más
competitivo en poco tiempo.
Este auge en el
desarrollo eólico marino se ha visto respaldado por un creciente interés en el
sector por parte de las instituciones financieras. Si bien muchos de los
proyectos anteriores fueron financiados por las principales empresas de
servicios públicos en el balance general, ha habido un uso cada vez mayor del
financiamiento de la deuda con recursos limitados para financiar estos
proyectos.
Este artículo
busca enmarcar algunas de las características de este reciente auge financiero,
basándose en la experiencia práctica Reino Unido y Alemania.
Cuestiones legales
Al igual que con
cualquier proyecto, los patrocinadores deberán comprender los riesgos clave si
se les pide que financien la construcción de un proyecto con recursos
limitados. Muchos de los riesgos son similares a los aplicables a otros
proyectos energéticos.
Ubicación, planificación y
red
Al igual que con
cualquier proyecto energético, es fundamental adquirir los derechos necesarios
para instalar, conectarse a la red y obtener los permisos necesarios. Para los
desarrolladores, llevar a cabo estas actividades en un proyecto eólico marino
puede ser un proceso lento.
En relación con
los derechos sobre la tierra, la adquisición de derechos sobre localizaciones
en alta mar implicará inevitablemente una interacción con las autoridades
nacionales o regionales competentes responsables de la propiedad y la gestión
del dominio en alta mar de un país, y alguna forma de participación en una
licitación para adquirir esos derechos.
En relación con
la conexión a la red, la responsabilidad de construir la conexión necesaria para
conectar el parque eólico con la red nacional de transmisión varía. Por
ejemplo, en el Reino Unido, es (invariablemente) el desarrollador del parque
eólico marino el que asume la obligación de construir los cables que conectan
el parque eólico con la red de transmisiones en tierra. Independientemente de
la responsabilidad contractual de los cables a la red, los parques eólicos
marinos se están construyendo cada vez más en ubicaciones remotas, por lo que
el momento y el proceso para la interconexión de la red deben entenderse
adecuadamente.
En el momento en
que los posibles patrocinadores participen, las actividades de tierra,
planificación y red normalmente estarán muy avanzadas y la diligencia debida de
los financiadores normalmente podrá centrarse en los aspectos fundamentales:
Consentimientos:
dado que el desarrollo de proyectos eólicos marinos se lleva a cabo durante un
período de tiempo prolongado, no es raro encontrar que los derechos o
consentimientos de tierras no están a nombre de la empresa del proyecto y deben
ser transferidos (a menudo respaldados por un apoyo crediticio adecuado) o que
los consentimientos necesarios deben modificarse debido a que la distribución
precisa del sitio ha cambiado, o la tecnología de la turbina ha cambiado, de modo
que la capacidad y la cantidad de turbinas han cambiado.
Proceso de
apelaciones: las decisiones de una autoridad competente para otorgar las
licencias necesarias pueden estar sujetas a una revisión judicial. Sin embargo,
en todas las circunstancias, excepto en circunstancias limitadas, los
procedimientos de revisión judicial deben iniciarse dentro de los tres meses
posteriores a la decisión pertinente.
Contrato de construcción
Tal vez sea en
el área de la estrategia de contratos de construcción que la práctica eólica
marina se aleja de otras formas de generación de energía. Los proyectos de
energía independientes a gas de gran escala más comparables se desarrollan
sobre la base de un único contrato EPC (llave en mano).
Se ha
desarrollado una práctica rentable mediante la cual la construcción se divide
en varios paquetes sin envoltura general de EPC. Estos paquetes pueden ser:
suministro e
instalación de turbinas;
cimentaciones;
plataformas
offshore;
cableado entre
matrices;
cable de
transmisión principal; y
obras en tierra.
Si bien los patrocinadores
del proyecto intentarán alinear los términos del contrato tanto como sea
posible y desarrollarán amplias obligaciones de cooperación y coordinación con
cada contratista, no hay una descripción general de EPC.
Alternativamente,
algunos desarrolladores experimentados siguen utilizando una estrategia de
contrato múltiple, dividiendo el proyecto en más de 20 subcontratos que
administran. Si bien esta estructura normalmente no ha sido capaz de atraer
financiamiento con recursos limitados, algunos desarrolladores más
experimentados pueden estar preparados para poner una "envoltura" de
EPC alrededor del proyecto, elevando así su perfil crediticio a grado de
inversión y comercializando la deuda en consecuencia.
Arreglos de despido
Los acuerdos de
extracción (generación) variarán de una jurisdicción a otra, dependiendo de los
regímenes aplicables para las energías renovables. Hay esencialmente tres tipos
de arreglo:
Tarifas de
alimentación: donde la empresa del proyecto recibe un precio fijo por la
energía renovable que genera.
Certificados
verdes: donde la compañía del proyecto recibe un cierto número de certificados
verdes para la energía renovable que genera para complementar los ingresos de
su acuerdo de compra de energía comercial (PPA); y
Contactos por
diferencias (CfD): donde la empresa del proyecto recibe un pago de recargo
acordado hasta un precio de ejercicio acordado para complementar los ingresos
de su PPA comercial.
Desde una perspectiva
financiera, las tarifas de alimentación y los CfD entregan un flujo de ingresos
estable (siempre que, en el caso de los CfD, el generador también pueda
asegurar un PPA a largo plazo). Los certificados verdes, aunque se utilizan
para muchos de los proyectos eólicos marinos más antiguos del Reino Unido, son
un poco más desafiantes porque el proyecto aún está expuesto a un flujo de
ingresos fluctuante bajo su PPA (que normalmente pagará el precio (variable)
del mercado por la energía).
El punto clave
sobre un PPA combinado con certificados verdes o CfDs es que los prestamistas
querrán que un comprador no solo compre la energía sino que también tome el
riesgo de desequilibrio del sistema que surge de la generación variable de un
parque eólico: un solo parque eólico no puede equilibrar su posición tal que
siempre vende precisamente la cantidad de energía que genera. Algunos de los
puntos clave en relación con el PPA incluirán:
-Asegurarse de
que el mecanismo de precios esté en línea recta con cualquier DPC, de manera
que no haya fugas de precios;
-Negociar el
descuento al precio de referencia que paga el comprador (ya sea en una cantidad
fija por MWh o en porcentaje) para asumir el "riesgo de
desequilibrio" en relación con la producción del parque eólico;
-El soporte
crediticio en caso de que el ofensor no tenga una calificación de grado de
inversión, y estrategias de mitigación de riesgos, como la colocación de
múltiples PPA con diferentes contratistas.
Estrategias de Operación y
Mantenimiento
Los prestamistas
también deberán estar contentos con la estrategia de operación y mantenimiento
propuesta por el proyecto. Si bien la opción preferida puede ser un contrato de
mantenimiento a largo plazo para los aerogeneradores con el fabricante del
equipo original, los desarrolladores más experimentados pueden preferir tomar
un contrato de este tipo por unos cinco años y luego asumir la O&M. También
será necesario evaluar la capacidad del proyecto para llevar a cabo el balance
de O&M de la planta.
Asuntos de financiamiento
- Estructura de instalaciones
A medida que los
financiamientos eólicos marinos han aumentado en tamaño y las presiones de
costes se han vuelto más intensas, las estructuras de las instalaciones se han
vuelto más complicadas.
Las siguientes
son algunas observaciones clave sobre la estructuración de instalaciones:
Los
financiamientos del Reino Unido incorporarán un tramo separado para la
construcción de la instalación de transmisión. Este tramo normalmente se
financiará con un apalancamiento más alto y se pagará por anticipado con los
ingresos de la venta de los activos de transmisión offshore al postor ganador
que gana la competencia para poseer y operar estos activos.
La forma en que
cada una de las facilidades de financiamiento de generación y transmisión se
dividirá depende en cierta medida de si existe solo deuda comercial o deuda
comercial más préstamos directos o con crédito otorgado por agencias de crédito
a la exportación o multilaterales como el EIB o EKF. Es posible que estas
instalaciones también deban dividirse en una instalación temporal y una
instalación giratoria para permitir que se utilicen para proporcionar apoyo
crediticio para obligaciones de construcción. El elemento del impuesto al valor
añadido (IVA) de los costos de cualquier proyecto también se financiará a
partir de una facilidad de IVA que está estructurada como una facilidad
rotatoria para ser pagada por adelantado a partir de reembolsos de IVA.
Al igual que en
muchos otros proyectos, los financiamientos eólicos marinos también pueden
incorporar una instalación de reserva para proporcionar fondos adicionales en
caso de sobrecostos o retrasos.
El alcance
preciso de las instalaciones auxiliares dependerá de los requisitos específicos
del proyecto, pero no es raro ver una instalación de capital de trabajo, una
instalación de reserva de servicio de la deuda (DSRF) y una o más instalaciones
de carta de crédito (LC).
El DSRF se está
convirtiendo en una característica cada vez más común de las principales
financiaciones de energías renovables, ya que los patrocinadores buscan evitar
atar dinero en una cuenta de reserva de servicio de la deuda (DSRA) o financiar
una carta de crédito DSRA respaldada por patrocinadores. La idea de un DSRF es
tener un servicio de préstamo a nivel de proyecto que esté disponible si es
necesario para cumplir con el servicio de la deuda sin pagar. Si todos los
bancos participan o no en el DSRF determinarán las condiciones de
disponibilidad precisas del DSRF: si todos los bancos que participan en el
término facilidades son prestamistas en el DSRF, entonces esto no es un
problema, pero si existen (ECA u otros),los prestamistas que no están
participando en el DSRF, entonces esto puede dar lugar a problemas entre los
acreedores, ya que los financiadores querrán que el DSRF sea un equivalente en
efectivo con condiciones extremadamente limitadas antes del sorteo.
El alcance de
las instalaciones de LC de un proyecto variará considerablemente según los
requisitos específicos del proyecto y la medida en que el apoyo crediticio
proviene de los patrocinadores. Los requisitos comunes de apoyo crediticio para
proyectos eólicos marinos pueden incluir:
- apoyo
crediticio a contratistas;
- seguridad a
los propietarios estatales o privados; y
- seguridad a
las autoridades aéreas civiles o militares para asegurar la construcción o
actualización de equipos de radar.
- Riesgo de viento
La producción de
electricidad de un proyecto eólico marino y los ingresos resultantes dependerán
en última instancia de la velocidad del viento a lo largo del tiempo en el sitio
del parque eólico. Por lo tanto, los prestamistas estarán interesados en
comprender el pronóstico del recurso de energía eólica en el sitio del proyecto
y cualquier incertidumbre a la que esté expuesta la producción de electricidad
esperada del parque eólico.
La evaluación
del rendimiento energético (EYA) es, por lo tanto, una de las piezas
fundamentales de la debida diligencia técnica. Los patrocinadores del proyecto
habrán realizado su propio EYA durante la fase de desarrollo y el asesor
técnico de los prestamistas (LTA) deberá validar ese EYA. El EYA de los
patrocinadores será objeto de un cuidadoso escrutinio: es posible que exista
algún desacuerdo en cuanto a los datos o metodologías utilizadas que deberán
resolverse entre los patrocinadores y el LTA.
La producción de
viento generalmente se evaluará en tres proyecciones y para los siguientes
propósitos:
Probabilidad
P50: se puede esperar que la estimación del rendimiento del viento supere el
50% del tiempo. Los patrocinadores del proyecto a menudo basan su propia
economía en el análisis P50. En relación con el financiamiento, P50 se usa
normalmente para determinar si los índices de cobertura proyectados se cumplen
o no con fines de distribución.
Probabilidad
P90: se puede esperar que la estimación del rendimiento del viento sea superior
al 90 por ciento del tiempo. Por lo general, el caso del tamaño de la deuda de
los prestamistas se basa en el P90 más conservador y cualquier evento que dé
lugar a un nuevo cálculo de los ratios del caso base generalmente empleará la
definición de P90.
Probabilidad de
P99: se puede esperar que la estimación del rendimiento del viento sea superior
al 99% del tiempo. Por lo general, P99 se usa para ciertos análisis de
sensibilidad a la baja (por ejemplo, si el proyecto cumple con un índice de
cobertura de servicio de deuda P99 de un año) y también se puede usar cuando se
calculan los ingresos previos a la finalización (PCR).
- Estructura del patrimonio / Ingresos de pre-terminación (PCR)
Una parte clave
del plan de financiamiento general será la estructura de capital. Al igual que
con cualquier proyecto, el patrimonio de los patrocinadores puede aportarse por
adelantado, de forma proporcional a la deuda e incluso después de la deuda,
sujeto a la provisión de un apoyo crediticio adecuado. Los patrocinadores del
proyecto también pueden optar por utilizar un préstamo puente de capital para
diferir la financiación de su compromiso de capital real. En particular, los
PCR pueden desempeñar un papel importante en la estructura de financiamiento de
los parques eólicos.
Los grandes
parques eólicos marinos pueden generar una cantidad significativa de PCR
durante el período de puesta en servicio y antes de que el parque eólico en su
totalidad logre su fecha de operación comercial (DQO). Los patrocinadores del
proyecto querrán usar los PCR para reducir la carga de financiamiento sobre
ellos y, de hecho, en la mayoría de los casos querrán tratar los PCR como
equidad.
Si bien el
tratamiento de cierto nivel de PCR como equidad es aceptable para la mayoría de
los bancos comerciales, algunos otros financiadores pueden tener estrictos
requisitos de políticas que no permiten que los PCR sean tratados como capital
sino como deuda y capital, lo que reduce los costos del proyecto de manera
proporcional. En este caso, se puede permitir que los ingresos de P99 se tengan
en cuenta en el modelo financiero sobre una base no respaldada para reducir los
costos del proyecto. Sin embargo, el tratamiento de las PCR no se puede
considerar de forma aislada y debe revisarse junto con la relación de
engranajes: desde la perspectiva de un patrocinador, una mayor proporción de
engranajes puede compensar el impacto de un tratamiento más conservador de las
PCR.
- Curación patrimonial y reforecasting eólica.
En acuerdos
eólicos marinos más recientes, los patrocinadores de proyectos sólidos han
podido introducir otras características que son favorables para la equidad, a
saber, los conceptos de reforecasting eólico y la cura de la equidad. La cura
de la equidad, es decir, el derecho durante las operaciones a inyectar la
equidad para curar una brecha en la relación y / o la deuda de prepago, no es
específico de la energía eólica marina, pero la prevalencia de esta
característica es un buen indicador de la fortaleza de los patrocinadores y del
apetito de los bancos Para financiar estos proyectos. Normalmente, los
prestamistas de proyectos se resisten a otorgar a los patrocinadores derechos
de cura automáticos como este.
Más específico
para la energía eólica marina es el concepto de reforecasting eólico. Vale la
pena recordar que los índices P90 se calculan sobre una base de diez años y,
como tal, aún es posible que en el período de cálculo dado para una prueba de
índice el rendimiento de energía sea tan bajo que la generación de ingresos
disminuya y se active un índice predeterminado. Los patrocinadores argumentarán
que el proyecto sigue siendo fundamentalmente sólido a pesar de la brecha en la
proporción. Los prestamistas argumentarán que esto puede ser cierto, aunque
querrán saber que el rendimiento energético reducido no es un problema a largo
plazo. El reforecasting por viento es esencialmente un mecanismo de cura
adicional para un evento de DSCR histórico por defecto en el cual los ingresos
del proyecto se vuelven a calcular asumiendo que el rendimiento del viento se
correspondió con los datos de P90. Si este recálculo demuestra que la relación
hubiera estado por encima del evento de nivel predeterminado, entonces no hay
evento de incumplimiento. Habrá negociaciones en torno al número de veces que
este derecho de cura se puede utilizar de forma consecutiva y en conjunto.
- Aplazamiento y cambio de tamaño obligatorio
A diferencia de
una planta de energía convencional, donde la planta es esencialmente una sola
planta integrada, un parque eólico es una serie de decenas de aerogeneradores
individuales, todos los cuales pueden generar ingresos una vez que se cuenta
con una infraestructura común. Muchos regímenes de subsidios cubren la
incertidumbre que surge de la necesidad de comisionar múltiples unidades
generadoras y permite que se logre el COD dentro de una ventana objetivo en
lugar de una sola fecha, y le da a la compañía del proyecto la opción de
decidir no comisionar todas sus turbinas ( siempre que se comisione un número
mínimo).
Por lo tanto, lo
ideal es que las financiaciones de los parques eólicos permitan cambios en el
COD y/o reducciones en el tamaño del proyecto. Esto se puede lograr a través de
un mecanismo de aplazamiento y eventos de cambio de tamaño obligatorios
asociados. El mecanismo de aplazamiento permite que se aplace un número
acordado de reembolsos y que la deuda se vuelva a tramitar en DQO, de modo que
el plazo de la deuda coincida con el contrato de subsidio. Cualquier variación
o reducción en el número de turbinas del proyecto da lugar a un cambio de
tamaño obligatorio donde el modelo financiero del caso base se vuelve a
ejecutar aplicando los ratios del proyecto a la posición real en COD. Si este
cálculo muestra que no se pueden mantener las proporciones de casos de tamaño,
este "exceso de deuda" se reembolsa a través de un mecanismo de
barrido de efectivo acordado.
- Seguridad
Al igual que con
los financiamientos regulares de IPP, los prestamistas a un proyecto de
financiamiento de un parque eólico buscarán tomar la máxima seguridad posible
sobre el proyecto. Si bien no hay nada sorprendente en esto, los prestamistas
potenciales deberán comprender la seguridad que está disponible para ellos en
alta mar, especialmente si el parque eólico está ubicado fuera de las aguas
territoriales. Por ejemplo, en el Reino Unido no es posible perfeccionar la
seguridad fuera del límite de 12 millas náuticas, ya que no existe un registro
de tierras aplicable donde se pueda registrar la seguridad. Por lo tanto, los
prestamistas pueden tener una seguridad limitada sobre estos activos, aunque
dependiendo de los términos del arrendamiento, pueden ser capaces de asumir una
asignación de los derechos de la compañía del proyecto en virtud de los
arrendamientos.
- La cobertura
Al igual que
cualquier proyecto muy apalancado, los prestamistas querrán asegurarse de que
el proyecto ponga en práctica una estrategia de cobertura adecuada para
garantizar que los costos de construcción del proyecto estén protegidos
adecuadamente contra movimientos adversos en las tasas de interés o de moneda.
Del mismo modo, durante las operaciones, es posible que el proyecto deba
protegerse contra movimientos de moneda adversos si el principal acuerdo de
operación y mantenimiento para los aerogeneradores con el fabricante del equipo
original está denominado en una moneda extranjera. No hay nada particularmente
novedoso acerca de esto, excepto que debido a los largos períodos de tiempo
desde la adjudicación del proyecto hasta el cierre financiero, hemos visto a
los patrocinadores desplegando ampliamente estrategias de pre-cobertura para
mitigar el riesgo de intereses y divisas y, de hecho, en lugar de novatar
automáticamente cualquier pre-cobertura. Préstamos a los bancos al cierre
financiero, buscando opciones para romper esas coberturas y tomar en cuenta la
utilidad y la pérdida, ya sea tomando la ganancia del patrimonio o usándola
para reducir los costos del proyecto e incluyendo cualquier pago de terminación
de cobertura negativa como costo del proyecto. Dependiendo de lo que suceda con
cualquier marca positiva en el mercado, puede haber cierta ventaja para los
patrocinadores, pero la atracción clave es crear un mecanismo que permita a los
patrocinadores la flexibilidad de no tener que novar una cobertura con una
marca negativa tal vez grande en el mercado para los bancos de crédito
entrantes.
La segunda
característica interesante es el uso creciente de las coberturas de IPC en el
Reino Unido. El "precio de ejercicio" que se utiliza para el cálculo
de los pagos de diferencia pagaderos en virtud del CfD del Reino Unido se
indexa al índice de precios al consumidor (IPC). Al igual que con cualquier
proyecto, los patrocinadores habrán asumido desde el principio el futuro del
IPC (inflación) y, por lo tanto, el proyecto puede cubrir su perfil del IPC,
pagando o recibiendo la diferencia entre el pago real del IPC recibido y el
supuesto pago del IPC.
Por lo tanto,
las coberturas de IPC son útiles para estabilizar el flujo de efectivo de un
proyecto y proteger los índices de cobertura, particularmente en un escenario
de baja tasa de interés. Sin embargo, la cobertura del IPC es relativamente
nueva y hay un número limitado de contrapartes, lo que significa que puede
haber algunas discusiones entre acreedores sobre intercambios.
- Apoyo del patrocinador
Los patrocinadores
del proyecto deberán decidir desde el principio el grado de apoyo del inversor
que estará disponible para el proyecto. Hay dos áreas clave donde se puede
requerir el apoyo de un inversor. La primera es en relación con las actividades
de construcción y operación. Los financiadores del proyecto estarán interesados
en ver cierta participación de los patrocinadores principales en estas áreas.
La participación durante la construcción puede simplemente tomar la forma de
diversos servicios técnicos y acuerdos de adscripción. Alternativamente, los
patrocinadores pueden asumir un rol más coordinador y proporcionar algún tipo
de servicios de administración de la construcción. Dicho contrato puede ser
valioso cuando un patrocinador experimentado puede proporcionar estos servicios
durante la construcción, aunque es probable que la responsabilidad limitada se
adhiera a sus actividades. De manera similar, un patrocinador experimentado puede
asumir un rol durante las operaciones, proporcionando un balance de los
servicios de O&M de la planta e incluso los servicios de O&M para los
aerogeneradores después de, digamos, cinco años.
En segundo
lugar, los patrocinadores pueden proporcionar apoyo crediticio para las
obligaciones del proyecto hacia terceros, como los propietarios y contratistas.
Además, en el contexto del Reino Unido, también puede necesitarse apoyo
crediticio en relación con los acuerdos de venta para el cable de transmisión
en alta mar o en relación con su mantenimiento. Si bien los patrocinadores han
proporcionado históricamente dicho apoyo crediticio, se ha convertido en la
norma para incorporar estos requisitos de crédito de terceros en las
instalaciones del proyecto. Aunque esto significa que el proyecto y sus
fundadores tienen menos recursos para los patrocinadores, tiene la ventaja de
asegurar que todo el apoyo crediticio requerido para el proyecto puede provenir
de las instalaciones del proyecto y, por lo tanto, el proyecto está más aislado
frente a eventos que afectan a patrocinadores individuales.
- Acomodando diferentes estrategias de financiamiento
No todos los
patrocinadores de proyectos desean utilizar la financiación de proyectos para
emprender proyectos eólicos marinos. Varios de los principales patrocinadores
en este espacio son empresas de servicios públicos a gran escala y bien
calificadas o empresas multinacionales que generalmente financian el desarrollo
de proyectos en su propio balance. Esto ha llevado a una serie de estructuras
interesantes en el mercado, donde los patrocinadores con diferentes enfoques
comerciales buscan combinar diferentes estructuras de financiamiento.
Un enfoque es
utilizar un financiamiento "HoldCo", donde el patrocinador que desea
aumentar la deuda lo hace a nivel de HoldCo. Sin embargo, bajo una financiación
normal de HoldCo, los financiadores de HoldCo están subordinados
estructuralmente y dependen de los dividendos u otras distribuciones para pagar
su deuda. Tampoco tienen seguridad sobre el activo. En algunos proyectos, se ha
estructurado un financiamiento de HoldCo de modo que HoldCo y la compañía del
proyecto celebren un PPA para la participación proporcional de la energía
generada de HoldCo y HoldCo luego vende este poder de tal manera que hay una
fuente de ingresos dentro de El HoldCo y no solo un flujo de dividendos. Este
flujo de ingresos también puede incluir un elemento de los ingresos del
certificado verde del proyecto. Este PPA también se puede asignar a los
prestamistas de HoldCo.
En otros
proyectos, hemos visto prestamistas dispuestos a aceptar una estructura de
co-prestamista patrocinador, por lo que los patrocinadores del proyecto pueden
participar en el financiamiento como prestamistas senior e incluso para cubrir
a los bancos pari passu junto con los prestamistas senior comerciales.
Claramente, tales estructuras pueden dar lugar a un grado de complejidad entre
los acreedores, ya que los bancos comerciales querrán asegurarse de que los
patrocinadores de los patrocinadores estén privados de sus derechos con
respecto a la toma de decisiones de los prestamistas.
Conclusión
No hay duda de
que el mercado eólico marino está en un período de gran crecimiento.
Felizmente, por ahora, el interés de los inversores sigue siendo grande: los inversores
se han familiarizado más con el riesgo de construcción de parques eólicos
marinos y parece que les gusta la combinación de grandes proyectos respaldados
por patrocinadores importantes que se ofrecen para estos financiamientos
renovables.
Source:
Financing offshore wind: Plain sailing?. Ashurst. https://www.ashurst.com/.
Financing
offshore wind. J. Guillet, Managing Director, Green Giraffe Energy Bankers.
Finance and
investments. WindEurope. https://windeurope.org/.
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