¿Qué tan grave es el problema de los costos de la energía eólica marina en EE. UU.?

Mucho se ha escrito recientemente sobre los desafíos que enfrentan los proyectos eólicos marinos estadounidenses, lo que resulta en solicitudes para rescindir o renegociar contratos para vender energía a los estados. Se pueden encontrar ejemplos de estos desafíos desde Massachusetts hasta Virginia.

Sumándose a los eventos algo decepcionantes de la semana pasada en la subasta de arrendamiento del Golfo de México, ha aumentado la especulación en torno a las perspectivas a largo plazo para la energía eólica estadounidense. Pero, ¿qué tan grave es este problema y qué significa para los objetivos a largo plazo de la administración federal de implementar 30 GW de energía eólica marina para 203 y 110 GW para 2050?

A continuación, analizamos cuatro estados del Atlántico y nueve proyectos que han asegurado compromisos de venta de energía, todos los cuales están pasando por el proceso de permisos federales. Estos no son los únicos estados donde los proyectos enfrentan desafíos, pero representan algunos de los proyectos más grandes.

Nueva York

Comenzando por Nueva York, la Comisión de Servicios Públicos del estado está revisando actualmente peticiones que buscan condiciones de venta de energía para los proyectos Empire Wind 1 y 2, Beacon Wind 1 y Sunrise Wind, adjudicados en las dos primeras licitaciones de energía eólica marina de Nueva York.

En respuesta a las presentaciones, la Autoridad de Investigación y Desarrollo Energético del Estado de Nueva York (NYSERDA) dirigió sus comentarios a la comisión y concluyó que se justifica cierto grado de ajuste de precios por cinco razones:

• Las condiciones del mercado (cuellos de botella en la cadena de suministro e inflación) no tienen precedentes, “fuera del control razonable de los desarrolladores” y “eran imprevisibles en el momento de cada oferta”.
• Si los proyectos no se construyen, no se alcanzarán los objetivos renovables de Nueva York, con la consiguiente pérdida de beneficios económicos y para la salud.
• Alto riesgo de que los proyectos de reemplazo cuesten más. NYSERDA afirma que “los precios de las ofertas recibidas en NY3 son significativamente más altos que en licitaciones anteriores”.
• Los ajustadores de precios tienen dos caras: protegen a los promotores en caso de escaladas y a los contribuyentes si las tendencias inflacionarias se revierten.
• Las medidas de ajuste de la inflación se incluyen en la tercera solicitud de energía eólica marina.

NYSERDA concluye que el aumento promedio ponderado de la cartera de Equinor-BP (EW 1, EW2 y BW 1) es del 54%, y cuando se combina con la energía eólica Sunrise de Ørsted, el aumento promedio ponderado solicitado es del 48%. NYSERDA calcula que, si las tarifas se ajustaran para reflejar los términos de la tercera licitación de energía eólica marina, que planea adjudicar en breve, el ajuste promedio ponderado de los cuatro proyectos sería del 39%. A continuación se muestran los ajustes nivelados estimados del precio de ejercicio solicitados por los desarrolladores del proyecto.

AJUSTES DE PRECIOS PROPUESTOS DEL PROYECTO DE NUEVA YORK

Fuente: Interpretación de Intelatus Global Partners de los datos de NYSERDA

El impacto promedio para los contribuyentes se estima entre 1,7% y 2,5%, dependiendo del escenario aceptado.

New Jersey

La decisión final de inversión para el proyecto Ørsted Ocean Winds 1 se ha relacionado con un tecnicismo relacionado con la obtención de créditos fiscales federales a la inversión por un valor de entre el 30% y el 50%. Según la ley existente de Nueva Jersey, los créditos fiscales federales debían devolverse a los contribuyentes. Ørsted había estado negociando con Nueva Jersey la devolución total de los créditos fiscales de la Ley de Reducción de Inflación (IRA) al proyecto Ocean Wind 1. A principios de julio, la legislatura de Nueva Jersey aprobó por estrecho margen una medida fiscal que permitía al promotor conservar los créditos fiscales federales a la inversión. Sin embargo, a finales de julio, presentamos demandas por parte de dos grupos de residentes y tres clientes de electricidad de Ocean City, impugnando el apoyo a Ocean Wind 1.

Se informa que el director ejecutivo de Atlantic Shores Wind, una empresa conjunta entre Shell y EDF Renewables, comentó sobre el proyecto de ley de Nueva Jersey que apoya a Ocean Wind 1, diciendo que: “La aprobación del proyecto de ley de hoy reafirma el compromiso del Estado con la energía eólica marina. Sin embargo, para establecer una industria eólica marina duradera, próspera y a gran escala en Nueva Jersey, necesitamos una solución para toda la industria, una que estabilice todos los proyectos actuales, incluido el Proyecto Atlantic Shore 1, el mayor proyecto eólico marino en el estado de Nueva Jersey. Jersey y tercer proyecto más grande adjudicado en Estados Unidos”.

El comentario del desarrollador confirma que el riesgo para el FID del proyecto persiste.

Massachusetts

Los problemas en Massachusetts afectan a dos proyectos: Commonwealth Wind y SouthCoast Wind.

Debido a “las interrupciones en la cadena de suministro, los niveles históricos de inflación y el aumento de las tasas de interés”, Avangrid informó a los funcionarios de Massachusetts que el proyecto ya no es financieramente viable.

La solución propuesta por Avangrid fue suspender las negociaciones actuales del PPA y volver a ofertar el proyecto en la licitación de 2023. Tres empresas de distribución eléctrica de Massachusetts, Eversource Energy, National Grid y Unitil, acordaron rescindir los acuerdos de compra de energía para el proyecto Commonwealth Wind de Avangrid. El acuerdo está sujeto a la aprobación del Departamento de Servicios Públicos de Massachusetts. Avangrid pagará multas de 48 millones de dólares en virtud del acuerdo.

SouthCoast Wind, una empresa conjunta de Shell y Ocean Winds, también está negociando con las empresas de servicios públicos de Massachusetts rescindir los acuerdos de compra de energía existentes para la mitad del proyecto eólico marino de 2,4 GW y pagar sanciones financieras por la rescisión. El desarrollador cita "aumentos materiales e imprevistos en la cadena de suministro y en los costos de financiación que afectan a toda la industria eólica marina". Al igual que Commonwealth Wind de Avangrid, el promotor pretende volver a ofertar el proyecto en la próxima subasta Massachusetts 4. Se entiende que se llegará a un acuerdo para que el proyecto pague penalidades y continúe con su plan.

El Departamento de Recursos Energéticos de Massachusetts, junto con las empresas de distribución eléctrica, han emitido recientemente una solicitud de propuestas de capacidad eólica marina. Los postores podrán ofertar entre 200 y 2.400 MW y las eléctricas contratarán un máximo de 3,6 GW. Se espera que el proceso de adquisición dure un año hasta septiembre de 2024. Anticipamos que Avangrid y SouthCoast Wind volverán a presentar sus proyectos Commonwealth Wind de 1,2 GW y SouthCoast Wind de 2,4 GW en la licitación.

Virginia

Además de buscar la aprobación de las agencias federales, Dominion Energy obtuvo la aprobación de construcción para el parque eólico de la costa de Virginia de la Comisión de Corporaciones del Estado de Virginia.

En agosto de 2022, Dominion Energy recibió la aprobación de construcción para el proyecto de la costa de Virginia de la Comisión de Corporaciones Estatales.

Sin embargo, la aprobación del proyecto de 9.800 millones de dólares vino con algunas condiciones, basadas en la propuesta de Dominion para el siguiente enfoque de costos compartidos para costos imprevistos del proyecto:

• En una proporción 50/50 para cualquier costo en el rango de $10.3-11.3 mil millones.
• 100% Dominion para cualquier costo en el rango de $11.3-13.7 mil millones.
• Dominion no acepta financiación de costes que superen los 13.700 millones de dólares. Se supone que Dominion cubrirá el 100% de los costes en el rango de 9.800 a 10.300 millones de dólares.

Dominion informa que tenía la intención de asegurar alrededor del 90% del costo del proyecto para fines del primer trimestre del 23 y completar la construcción del parque eólico de 2,6 GW para 2026.

La presentación de Dominion confirmó una inversión de capital estimada de $9.8 mil millones, que incluirá los créditos fiscales federales aplicables. El presupuesto se compone de 7.800 millones de dólares de trabajos offshore + 1.500 millones de dólares de trabajos onshore y 500 millones de dólares reservados para contingencias y coberturas. Dominion revisó el costo proyectado del proyecto a 9.800 millones de dólares en su presentación para inversores de 2021, frente a los 8.000 millones de dólares previstos anteriormente. El CAPEX asciende a 3.788 dólares por kilovatio.

Desafíos a corto plazo, pero las bases a largo plazo parecen sólidas

La revisión anterior analizó proyectos que representan 13 GW de capacidad eólica marina donde una FID a corto plazo está en duda y donde los compromisos de la cadena de suministro local no se materializarán sin una FID del proyecto. Cada estado y cada proyecto enfrentan diferentes desafíos específicos. Ésta es una desventaja importante.

Si se aceptan las propuestas de los desarrolladores, significa que el costo de los proyectos aumentará, y significa que los contribuyentes inevitablemente pagarán más por la electricidad eólica marina de lo planeado originalmente, lo que sin duda dará lugar a varias objeciones. Esto se ve compensado en cierta medida por el hecho de que los precios de la electricidad en 2023 en estos estados ya serán más altos que cuando se licitaron los proyectos.

Sin embargo, a pesar de los desafíos legales al proceso, los estados están discutiendo soluciones a los desafíos y encontrando formas de atender las solicitudes razonables de los desarrolladores.

Parece, al menos por ahora, que todos estos proyectos se seguirán construyendo... quizás sólo uno o dos años más tarde de lo planeado originalmente y por un costo mayor.