פער ה-Dispatch: למה יזמי אנרגיה ירוקה בישראל בונים פרויקט שלם לפני שהם מבינים מי יקנה את החשמל בשעה שהרשת לא צריכה אותו

גוגל רכשה לאחרונה את Intersect Power תמורת 4.5 מיליארד דולר. מטא חתמה על ארבעה הסכמי אנרגיה סולארית ורוח בו זמנית. מורגן סטנלי מעריך שצריכת החשמל בארה"ב תצמח ב-3% בשנה עד סוף העשור. ענקיות הטכנולוגיה רצות לקנות אנרגיה ירוקה בכל מחיר. נשמע כמו רוח גבית מושלמת ליזם הישראלי שבנה פרויקט סולארי של 50 מגה-וואט בדרום הארץ. אבל הבנק שקרא את הפרויקט שלח מכתב עם שאלה אחת שהיזם לא ידע לענות עליה: מה קורה לחשמל שהפרויקט מייצר בשעות שהרשת לא יכולה לקלוט אותו?

הפרויקט שעובד מצוין על הנייר ולא מספיק בשטח

יזמי אנרגיה ירוקה בישראל מגיעים לוועדת האשראי עם מודל פיננסי מסודר. יש בו תחזית ייצור שנתית, תעריף קבוע לפי חוזה, עלויות תפעול, לוח שירות חוב, ו-DSCR שעומד בדרישות הבנק. המודל עובד. הנתונים נכונים. ועדיין, הבנק עוצר.

מה שחסר במרבית המודלים האלה הוא לא שגיאת חישוב. מה שחסר הוא ייצוג נכון של מציאות הרשת הישראלית. ורשת החשמל הישראלית, כמו רשתות רבות אחרות שעברו עשור של חדירת אנרגיה מתחדשת, כבר לא מתנהגת לפי הנחות שהיו נכונות ב-2017.

הבעיה הספציפית נקראת curtailment, והיא אחד הפערים הנסתרים ביותר בפיננסיסציה של פרויקטי אנרגיה ירוקה בישראל.

מה זה curtailment ולמה הוא הפך לסיכון אשראי מהותי

רשת חשמל לא מאחסנת חשמל. היא מאזנת בין ייצור לצריכה בזמן אמת. כשהשמש זורחת, מאות ואלפי פרויקטים סולאריים מזרימים חשמל לרשת בו זמנית. אם הביקוש לא גדל באותו קצב, מפעיל הרשת עומד בפני בעיה פיזיקלית פשוטה: יש יותר חשמל ממה שניתן לנצל.

הפתרון הטכני הוא לצוות על פרויקטים מסוימים לצמצם ייצור, או להפסיק אותו לחלוטין לזמן מוגבל. זה נקרא curtailment. ברוב מבני הסכם הרכישה הסטנדרטיים בישראל, פרויקט שקיבל הוראת curtailment לא מייצר הכנסה בשעות האלה. הוא עדיין נושא עלויות תפעול קבועות. ושירות החוב שלו לא עוצר.

כשהחדירה של אנרגיה מתחדשת לרשת הישראלית הייתה נמוכה, curtailment היה תופעה שולית. היזמים הסתמכו על נתוני עבר שהראו אחוז עצירה של 1% עד 3% מסך הייצור השנתי. אבל עם כניסתן של עשרות פרויקטים חדשים לרשת מדי שנה, הנתונים השתנו. ובפרויקטים מסוימים בשעות הצהריים בחודשי אביב, curtailment כבר נמדד בעשרות אחוזים מהפוטנציאל השנתי.

הפער שהיזם לא מדבר עליו בוועדת האשראי

היזם שמגיע לוועדת האשראי מציג תחזית ייצור שמבוססת על קרינה סולארית. הוא השתמש בנתוני מזג אוויר אמינים, בתוכנת סימולציה מוכרת, ובמהנדס שחתם על המספרים. הייצור הפוטנציאלי של הפרויקט נכון לחלוטין.

מה שלא מופיע בתחזית הוא הפער בין ייצור פוטנציאלי לייצור שייתרגם להכנסה בפועל. הסיבה לפער הזה היא לא כישלון טכנולוגי. הסיבה היא שהרשת לא תמיד רוצה את החשמל שהפרויקט מסוגל לספק.

המבנה הפיננסי של הפרויקט, לעומת זאת, בנוי על הנחה שהרשת תמיד תקלוט. שירות החוב הוא קבוע. ברית ה-DSCR לא מתאימה עצמה לפי כמה שעות ה-curtailment הופיעו בחודש נתון. והבנק שמעניק אשראי פרויקט שמגיע ל-70% עד 75% מסך ההשקעה כמינוף, לוקח סיכון אשראי שמבוסס על תחזית הכנסה שמניחה dispatch מלא.

שלושה יזמים, שלוש גרסאות של אותו פער

יזם ראשון בנה פרויקט סולארי גדול בנגב. ה-PPA שלו נחתם עם לקוח תעשייתי ל-20 שנה. התעריף אטרקטיבי. הבנק אישר עקרונית. אבל בבדיקה מעמיקה יותר, הבנק ביקש לראות את מנגנון ה-curtailment בהסכם. ה-PPA לא כלל הגנה ספציפית: במקרה של curtailment, הלקוח התעשייתי לא היה חייב לשלם על חשמל שלא קיבל. מכאן ועד לפגיעה בה-DSCR היה מרחק קצר מאוד.

יזם שני הגיע עם פרויקט שכלל מרכיב אגירה. זה נשמע כמו הפתרון. אחסן את החשמל ושחרר אותו כשהביקוש קיים. אבל מבנה המימון של מרכיב האגירה לא היה מנותח בנפרד. שיעור ה-CAPEX של הסוללות שינה את מאזן ההון העצמי הנדרש, ופרופיל ההחזר השתנה לחלוטין לעומת פרויקט סולארי "נקי". הבנק לא ידע איך לתמחר את הסיכון כי הנתונים לא הוצגו בצורה שהאפשרה לו לעשות את זה.

יזם שלישי הגיע עם הסכם Merchant, ללא PPA קבוע, מתוך הנחה שמחיר החשמל בשעות שמחוץ ל-curtailment יפצה על ההפסדים. הנחה שהגיונה האינטואיטיבי חזק, אבל שה-volatility שלה הפכה אותה לבלתי מקובלת בוועדת אשראי שמחפשת חזות תזרים ידועה מראש לכל תקופת ההלוואה.

מה הבנק רואה שהיזם לא מראה לו

הבנק שמממן פרויקטי אנרגיה ירוקה לא נכנס לשיחה כמשקיע שאוהב את הסיפור. הוא נכנס כמלווה שצריך לדעת שהתזרים יספיק לשירות החוב בכל תרחיש סביר.

כשהוא קורא מודל פיננסי שמניח dispatch מלא, הוא לא מדון בנכונות ההנחה מבחינת הפיזיקה. הוא שואל שאלה אחרת: מה קורה אם ה-curtailment בפועל יהיה 8% מהייצור שנתי ולא 2%? מה קורה אם מפעיל הרשת יגדיל את שיעורי ה-curtailment ב-5 השנים הקרובות בגלל צמיחה מהירה של פרויקטים אחרים? מה הכיסוי שנשאר לשירות החוב בתרחיש הפסימי?

אם המודל שהוצג לפניו לא ענה על השאלות האלה, הוא לא יתקדם. לא בגלל שהפרויקט רע. בגלל שהמידע שסופק לו לא מאפשר לו לתמחר את הסיכון.

מה הפתרון המבני

הפתרון לפער ה-Dispatch אינו טכנולוגי. הוא מבני. ויש לו ארבעה אלמנטים שחייבים להופיע יחד בחבילת המימון.

ראשית, ניתוח curtailment היסטורי ועתידי. לא מספיק להסתמך על ממוצע ארצי כללי. יש לנתח את שיעורי ה-curtailment הספציפיים לאזור הגיאוגרפי של הפרויקט, לשעות הספציפיות שבהן הוא מייצר, ולמגמת השינוי ב-3 עד 5 השנים האחרונות. פרויקטים באזורים שבהם צפויה כניסת ייצור נוסף דורשים הנחות שמרניות יותר.

שנית, מנגנון הגנה ב-PPA עצמו. הסכם הרכישה שנחתם לפני שלב המימון חייב לכלול התייחסות מפורשת ל-curtailment. האם הרוכש משלם capacity fee קבוע גם בשעות שהרשת עוצרת את הייצור? האם יש מנגנון make-whole? אם ה-PPA שותק על הנושא, הסיכון יושב אצל יזם ואצל הבנק בלי שאיש הכיר בו.

שלישית, ניתוח נפרד של מרכיב האגירה אם קיים. פרויקטים שכוללים סוללות כפתרון ל-curtailment חייבים להציג מודל פיננסי שמנתח בנפרד את הכנסות האגירה, את העלויות המשתנות של מחזורי הטעינה, ואת הבלאי של הסוללות לאורך תקופת ההלוואה. אי אפשר לאחד את מרכיב האגירה לתוך המודל הכולל מבלי לפרק אותו לרכיביו.

רביעית, stress test מפורש על DSCR בתרחישי curtailment מוגבר. הבנק ירצה לראות שניתוח זה בוצע על ידי היזם לפני שהוא עצמו ביצע אותו. יזם שמגיע עם stress test שמראה שה-DSCR נשאר מעל 1.1 גם ב-curtailment של 12% נמ