¿Qué hizo que la licitación eólica marina de 7 GW de Alemania fuera tan atractiva y qué significa para otros gobiernos?
Big Oil una vez más ha profundizado en sus bolsillos profundos para ganar superficie material para proyectos de generación eólica marina. Es una demostración oportuna para las partes interesadas, especialmente por parte de BP, de que la energía renovable sigue siendo parte de su estrategia de bajas emisiones de carbono. También es un recordatorio para el sector eólico marino en general de que Big Oil no se ha ido de la fiesta.
BP y TotalEnergies (TTE) pagarán un total de 12.600 millones de euros por cuatro sitios, tres en el Mar del Norte y uno en el Mar Báltico, con una capacidad de generación potencial de 7 GW. Eso es 1,56-2,07 millones de euros/MW en los cuatro sitios, comparable al coste total por MW de un proyecto eólico terrestre en Alemania. A primera vista, el precio ganador parece alto. Entonces, ¿qué hizo que la licitación alemana fuera tan atractiva? Se destacan cuatro razones.
En primer lugar, no se trata solo de cuánto paga, sino también de cuándo paga
A diferencia de otras licitaciones y subastas hasta el momento, las empresas pagarán solo el 10% de la tarifa total por adelantado y distribuirán el resto durante 20 años después de la puesta en marcha de esta licitación. Esto cambia el costo inicial a US$750 millones para BP y US$645 millones para TTE, o alrededor de US$0,2 millones/MW. Eso no es un gran incremento en el gasto de capital. La tarifa actual será de US$75-100k/MW.
Esta configuración sacrifica parte del margen de flujo de efectivo operativo relativamente alto en la energía eólica marina para proteger las tasas internas de retorno (IRR). Tres gráficos de nuestra visión La carrera de la energía eólica marina por la superficie cultivada: el costo de la competencia ilustra los beneficios de esta configuración.
Ejemplo ilustrativo del impacto de las tarifas de adquisición en la TIR del proyecto basado en la estructura de pagos de tarifas de arrendamiento
Los gráficos se basan en el capex, el opex y los ingresos reales de un proyecto operativo. Luego agregamos la misma tarifa de adquisición de dos maneras diferentes. Uno en el que la tarifa se paga por adelantado y el otro en el que se paga durante la vida útil operativa. Como se muestra, distribuir la tarifa de la opción a lo largo de la vida operativa, de manera similar a lo que se hace en la licitación alemana, es mucho más favorable desde la perspectiva de la TIR del proyecto.
Sin embargo, la mayoría de las subastas de arrendamiento están estructuradas de modo que la tarifa de adquisición debe pagarse al principio del ciclo de vida del proyecto.
En segundo lugar, la construcción de conexiones a la red será pagada por el operador del sistema de transmisión (TSO) y no por los desarrolladores.
Los costos de transmisión son altos en Alemania, totalizando más del 20% del gasto de capital total del proyecto. Por lo tanto, la configuración contribuye positivamente a las TIR del proyecto.
Estimamos que los costos de transmisión sean comparables con los pagos totales de arrendamiento. Como la producción de los proyectos no está subvencionada, eso también significa que los proyectos estarán, de hecho, libres de subvenciones.
En tercer lugar, la escala del proyecto también es un factor importante en la victoria de Majors.
Hay pocas licitaciones en las que los desarrolladores pueden agregar 3-4 GW a su canal de desarrollo de una sola vez. La cartera de proyectos netos de BP, por ejemplo, salta más del 75% a 9,2 GW. Los Majors también obtienen acceso a condiciones de sitio favorables en uno de los mercados eólicos marinos más establecidos del mundo, lo que brinda a los desarrolladores una sólida comprensión de los riesgos específicos del mercado.
Además, el mercado alemán tiene uno de los mayores potenciales de compra de Europa.
Por último, es una oportunidad para asegurar una ventaja en la competencia por la capacidad de la cadena de suministro de energía eólica marina.
Habrá mucha demanda de capacidad de cadena de suministro de energía eólica marina en el período 2027-2030. Los formuladores de políticas presionarán para alcanzar sus objetivos para 2030, que en su mayoría se establecieron en los últimos dos años. Sin embargo, BP y TTE pueden ponerse al frente de la cola para asegurar parte de la escasa capacidad de suministro para sus proyectos antes de que los gobiernos de otros mercados, en particular el Reino Unido, Dinamarca, los Países Bajos y Bélgica, liciten grandes volúmenes de energía eólica marina con el objetivo de poner en marcha en el mismo período.
El ritmo al que BP y TTE puedan obtener los permisos pertinentes, y el momento y las condiciones de las licitaciones en los otros mercados, determinarán qué tan grande será esta ventaja.
