Los próximos decretos sobre renovables, con bastante retraso y con un presupuesto modesto, serán con toda probabilidad los últimos. Esta dinámica se enmarca en el nuevo objetivo RES del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima que prevé la instalación de aproximadamente 40 GW adicionales de energía eólica y fotovoltaica para 2030. Por tanto, parece ineludible que la consecución de estos ambiciosos objetivos pase por el desarrollo de Plantas RES sin incentivos y que estén en paridad de red.
El término paridad de red (o de mercado) se refiere a la situación en la que el precio de la energía producida por una planta de FER es igual al costo de compra de la energía de la red, que en cambio se basa principalmente en la producción de electricidad a partir de fuentes fósiles ( al menos Italia). Actualmente, la condición de paridad de red parece estar limitada a la energía fotovoltaica y eólica.
Para los operadores, el desarrollo de plantas de paridad de red implica un mayor esfuerzo que en el pasado en la reducción de costes y el aumento de la eficiencia productiva. Esto en todas las fases del proyecto: desarrollo, financiación, EPC, O&M y gestión energética.
Pero eso no es todo: la paridad de red supone un cambio radical en los modelos de negocio de los operadores. Si con los incentivos toda la atención se concentraba en la fase de inversión, hoy se requiere una gestión integrada de los activos, con un enfoque renovado en el tema de la comercialización y venta de energía. Estos dos puntos, para plantas con costes variables que tienden a cero como la fotovoltaica y la eólica, se vuelven centrales y no fáciles de gestionar, también porque, por un lado, las experiencias de paridad de red no son especialmente numerosas a nivel global y, por otro lado, otros, difieren de un país a otro (la estructura industrial, el ritmo de desarrollo, la legislación y la regulación influyen de manera determinada en el desarrollo de un proyecto).
Las posibles aproximaciones al segmento emergente de FER en paridad de red identificadas por un estudio del Observatorio OIR son las siguientes:
- Integración vertical de comerciantes. El primer enfoque se basa en la integración vertical de todas las etapas de la cadena de suministro, desde el desarrollo de la planta RES hasta la venta de electricidad a los clientes.
- Construir, vender y operar (BSO). Desarrollar, construir, vender y administrar: este es el fundamento del segundo modelo, que se basa en la posterior construcción y venta de parte o la totalidad del activo para limitar el uso de capital en una perspectiva de rotación de activos. En particular, el grupo vende acciones de las plantas que posee pero sigue siendo, al mismo tiempo, responsable de su operación y gestión operativa.
- Propietario puro de activos. Aquí el operador típico es un fondo de inversión o un IPP que, haciendo uso de promotores y constructores externos, se convierte en propietario de una planta. Al mismo tiempo, se estipula un PPA entre el fondo de inversión y un operador del mercado (típicamente una empresa de servicios públicos o un comerciante), que se compromete a retirar la producción de la planta. En este modelo, el fondo o IPP es propietario de la planta, mientras que el offtaker asume el rol de administrador de la energía producida.
- Venta en la Bolsa de Energía. Relacionado con el enfoque anterior, se está desarrollando un nuevo modelo por parte de los fondos de inversión, basado en la venta de energía en la Bolsa de Energía. La operación contempla que el fondo compre/desarrolle una planta en pleno patrimonio sin perspectiva de venta futura del activo y que venda la energía eléctrica producida directamente en la Bolsa de Energía.
- Propietario de activos “espurios”. Un modelo ligado al anterior es el propietario de activos "espurios". El operador típico es una empresa de la cadena de suministro de electricidad (aguas abajo o aguas arriba) que, a diferencia del modelo anterior, sigue manteniendo el activo, pero gestionando solo algunas actividades.
- Compradores. El operador típico es una empresa de servicios públicos o un comerciante, que celebra un PPA con el titular del activo para la compra de electricidad que luego se venderá a su propia cartera de clientes y/o en la bolsa de valores.
- Construcción, Venta y O&M (BSO&M). El modelo de negocio de BSO&M es similar al de BSO, con la diferencia de que, tras la venta, el actor del mercado se limita a la función técnica de O&M de la planta.
- Integración vertical con offtaker interno. Los grandes grupos industriales, así como algunas grandes empresas de Oil & Gas, para lograr sus objetivos de descarbonización, están adquiriendo cada vez más, para consumo interno, electricidad producida a partir de FER, tanto a través de plantas construidas por ellos mismos como a través de compras a operadores externos.
“Lo que surge del estudio OIR es un contexto claro y oscuro para el desarrollo de la paridad de red – dice Marco Carta, Presidente Ejecutivo de AGICI y Director del Observatorio OIR – Los factores positivos consisten en varios factores: los ambiciosos objetivos del gobierno, el aumento esperado en el precio de la electricidad, la disminución en los precios de los principales componentes de las plantas eólicas y fotovoltaicas, el gran potencial de mejoras de eficiencia de las plantas existentes, el cierre de centrales de carbón para 2025, así como la apertura del mercado de MSD a RES”.
“Sin embargo, hay elementos que podrían frenar el mercado – añade Andrea Gilardoni, presidente de AGICI – En particular, una demanda de electricidad sustancialmente estable, la competencia de las plantas termoeléctricas, que a menudo son modernas y eficientes, y la disminución de los precios de la energía durante las horas pico de energía solar. Sin embargo, creemos que los aspectos positivos superan a los negativos y, por lo tanto, esperamos un desarrollo significativo de las instalaciones de paridad de red. Esta previsión se ve confirmada por nuestras encuestas sobre la cartera de proyectos presentada por los distintos operadores en Italia que supera los 2 GW para 2023".
