Die nächsten Erneuerbaren-Verordnungen, die weit hinter dem Zeitplan liegen und mit einem bescheidenen Budget ausgestattet sind, werden aller Voraussicht nach die letzten sein. Diese Dynamik passt in das neue RES-Ziel des Integrierten Nationalen Energie- und Klimaplans, der die Installation von etwa 40 zusätzlichen GW Wind- und Photovoltaikenergie bis 2030 vorsieht. Es scheint daher unvermeidlich, dass das Erreichen dieser ehrgeizigen Ziele durch die Entwicklung von RES erfolgt Anlagen ohne Anreize und das in Netzparität.
Der Begriff Netz- (oder Markt-) Parität bezieht sich auf die Situation, in der der Preis der von einer RES-Anlage erzeugten Energie gleich den Anschaffungskosten der Energie aus dem Netz ist, die stattdessen hauptsächlich auf der Stromerzeugung aus fossilen Quellen basiert ( zumindest Italien). Derzeit scheint die Bedingung der Netzparität auf Photovoltaik und Windkraft beschränkt zu sein.
Für die Betreiber bedeutet die Entwicklung von Grid-Parity-Anlagen einen größeren Aufwand als in der Vergangenheit, um Kosten zu senken und die Produktionseffizienz zu steigern. Dies in allen Projektphasen: Entwicklung, Finanzierung, EPC, O&M und Energiemanagement.
Doch damit nicht genug: Grid Parity bedeutet eine radikale Änderung der Geschäftsmodelle der Betreiber. Konzentrierte sich bei den Incentives die gesamte Aufmerksamkeit auf die Investitionsphase, so ist heute eine ganzheitliche Bewirtschaftung der Assets gefordert, mit einem erneuten Fokus auf das Thema Handel und Verkauf von Energie. Diese beiden Punkte werden für Anlagen mit gegen Null tendierenden variablen Kosten wie PV und Wind zentral und nicht einfach zu handhaben, auch weil einerseits die Erfahrungen mit Grid Parity global nicht besonders zahlreich sind und andererseits zum anderen unterscheiden sie sich von Land zu Land (Industriestruktur, Entwicklungsgeschwindigkeit, Gesetzgebung und Regulierung beeinflussen die Entwicklung eines Projekts in bestimmter Weise).
Die möglichen Ansätze für das aufstrebende Segment von RES in Grid Parity, die in einer Studie des OIR Observatory identifiziert wurden, sind die folgenden:
- Vertikale Integration von Händlern. Der erste Ansatz basiert auf der vertikalen Integration aller Stufen der Lieferkette, von der Entwicklung der RES-Anlage bis zum Verkauf des Stroms an die Kunden.
- Bauen, verkaufen und betreiben (BSO). Entwickeln, bauen, verkaufen und verwalten: Dies ist die Grundlage des zweiten Modells, das auf dem anschließenden Bau und Verkauf eines Teils oder des gesamten Vermögens basiert, um den Kapitaleinsatz im Sinne einer Vermögensrotation zu begrenzen. Insbesondere verkauft der Konzern Anteile an den eigenen Anlagen, bleibt aber gleichzeitig für deren Betrieb und Betriebsführung verantwortlich.
- Reiner Vermögenseigentümer. Der typische Betreiber ist hier ein Investmentfonds oder ein IPP, der unter Einschaltung externer Entwickler und Bauherren Eigentümer einer Anlage wird. Gleichzeitig wird ein PPA zwischen dem Investmentfonds und einem Marktbetreiber (in der Regel ein Energieversorger oder Händler) vereinbart, der sich verpflichtet, die Leistung der Anlage zurückzunehmen. Bei diesem Modell ist der Fonds oder IPP Eigentümer der Anlage, während der Abnehmer die Rolle des Verwalters der erzeugten Energie übernimmt.
- Verkauf an der Strombörse. In Anlehnung an den vorherigen Ansatz wird von Investmentfonds ein neues Modell entwickelt, das auf dem Verkauf von Energie an der Strombörse basiert. Die Operation sieht vor, dass der Fonds eine Anlage mit vollem Eigenkapital ohne Aussicht auf einen zukünftigen Verkauf des Vermögenswerts kauft/entwickelt und den produzierten Strom direkt an der Strombörse verkauft.
- „Falscher“ Eigentümer von Vermögenswerten. Ein Modell, das mit dem vorherigen verknüpft ist, ist der „scheinbare“ Eigentümer von Vermögenswerten. Der typische Betreiber ist ein Unternehmen in der Stromlieferkette (nachgelagert oder vorgelagert), das im Gegensatz zum Vorgängermodell weiterhin den Vermögenswert hält, jedoch nur einige Aktivitäten verwaltet.
- Abnehmer. Der typische Betreiber ist ein Energieversorger oder Händler, der mit dem Eigentümer des Vermögenswerts einen PPA zum Kauf von Strom abschließt, der dann an sein eigenes Kundenportfolio und/oder an der Börse verkauft wird.
- Bau, Verkauf und O&M (BSO&M). Das BSO&M-Geschäftsmodell ähnelt dem BSO, mit dem Unterschied, dass der Marktteilnehmer nach dem Verkauf auf die technische O&M-Funktion der Anlage beschränkt ist.
- Vertikale Integration mit internem Abnehmer. Große Industriekonzerne sowie einige große Öl- und Gasunternehmen erwerben zur Erreichung ihrer Dekarbonisierungsziele zunehmend Strom aus erneuerbaren Energiequellen für den Eigenverbrauch, sowohl durch selbst gebaute Anlagen als auch durch Zukäufe von externen Betreibern .
„Was aus der OIR-Studie hervorgeht, ist ein heller und dunkler Kontext für die Entwicklung der Grid Parity – sagt Marco Carta, Chief Executive Officer von AGICI und Direktor der OIR-Beobachtungsstelle - Die positiven Faktoren setzen sich aus mehreren Faktoren zusammen: die ehrgeizigen Regierungsziele, der erwartete Anstieg der Strompreise, der Preisverfall der Hauptkomponenten von Wind- und Photovoltaikanlagen, das große Potenzial zur Effizienzsteigerung bestehender Anlagen, die Stilllegung von Kohlekraftwerken Kraftwerke bis 2025 sowie die Öffnung des MSD-Marktes für RES“.
„Allerdings gibt es Elemente, die den Markt bremsen könnten – fügt Andrea Gilardoni, Präsident von AGICI, hinzu - Insbesondere eine weitgehend stabile Stromnachfrage, Konkurrenz durch die oft modernen und effizienten thermoelektrischen Anlagen und sinkende Energiepreise während der Spitzenzeiten der Sonneneinstrahlung. Wir glauben jedoch, dass die positiven Aspekte die negativen überwiegen und erwarten daher eine deutliche Entwicklung von Grid-Parity-Installationen. Diese Prognose wird durch unsere Umfragen zur Pipeline von Projekten bestätigt, die von den verschiedenen Betreibern in Italien vorgelegt wurden und bis 2 2023 GW überschreiten".
