Enrique Barbudo, director general de Verbund Green Power Iberia, tiene el reto de convertir a la filial de la austríaca en uno de los principales operadores de renovables de nuestro país. El grupo acaba de anunciar durante la COP28, a través de otra de sus filiales -Verbund Green Hydrogen-la firma de un acuerdo con Masdar para crear una alianza al 50% que les sirva para desarrollar una gran planta de hidrógeno en España. Esta planta prevé aprovechar la producción renovable de Castilla-La Mancha y espera entrar en operación a finales de esta misma década.
¿Qué objetivos tiene para Verbund?
El objetivo de Verbund Green Power Iberia es contribuir al desarrollo del plan estratégico de Verbund AG para 2030. Uno de los principales objetivos de nuestro plan estratégico llamado Mission V es que el 25% de la generación del grupo provenga de plantas solares y eólicas.
Para eso lanzaron un plan de internacionalización y España fue uno de los mercados objetivos. Arrancamos en 2021 mediante una estrategia de compra de activos, bien en operación, bien en construcción o en desarrollo. Ahí se enmarcan nuestras cuatro transacciones: 150 MW solares de Baywa, 170 MW eólicos y solares de Capital Energy, la compra de la plataforma de desarrollo y del pipeline a Q- Energy –que es lo que nos dio acceso a un porfolio de más de 3 GW– y la última transacción este verano del portfolio eólico de EDPR de 257 MW. Con estas operaciones hemos alcanzado 630 MW solares y eólicos en operación, 95 MW en construcción y casi 2 GW en estado muy avanzado de desarrollo. Hemos pasado de un arranque desde cero en España en 2021 a tener una compañía en dos años y medio totalmente establecida, con casi 50 empleados y todos los procesos y estándares definidos acorde a nuestra matriz en Austria.
¿Qué ritmo de construcción piensan mantener los próximos años?
Bueno, todo va a depender del ritmo al que nos vayan autorizando los proyectos. Alrededor de 1,5 GW de nuestros proyectos están sujetos al Real Decreto 23/2020, con punto de acceso y conexión y permisos medioambientales, tenemos muchos proyectos importantes donde ya estamos cerrando contratos con epecistas y suministro de componentes críticos, como trafos, cables de alta tensión, para mitigar el riesgo de no llegar a los hitos.
¿Les beneficiaría una prórroga?
Estamos trabajando para cumplir las condiciones actuales del RD23/2020, aunque sí es cierto que los plazos son muy ajustados. Para empezar con el plazo de enero de 2024 de obtención de la autorización administrativa de construcción que, a pesar de la prórroga que se concedió en junio de seis meses, la gran mayoría de los expedientes están pendientes de resolver.
Con respecto al último hito relativo a la autorización administrativa de explotación, como ya he comentado, ya estamos trabajando con compañías de EPC y asegurando elementos críticos como transformadores y cables de alta tensión para reducir los plazos de entrega. No obstante va a ser un plazo muy complicado de cumplir, donde vamos a tener una concentración muy grande de proyectos, con una capacidad de construcción y acceso a suministros de equipamiento muy limitado. Por este motivo, pensamos que es necesario racionalizar la situación para alcanzar una situación más sostenible en el sector en los próximos años y que se puedan hacer proyectos rentables y de calidad y no concentrar todo el desarrollo en un espacio tan corto de tiempo.
¿Tendrán tiempo suficiente o se necesitará más?
Vemos necesaria una prórroga que fomente los proyectos que están en estado avanzado de desarrollo y tengan visibilidad de llevarse a cabo.
Fruto de esta situación hay muchas carteras en venta, ¿les interesa seguir comprando?
Estamos en constante seguimiento de las oportunidades existentes en el mercado. A día de hoy tenemos un portfolio operativo eólico-solar muy balanceado, aunque a medida que vayamos ejecutando, la solar tendrá más peso. En cuanto a operaciones de compra ya no es la prioridad como lo fue en 2021 y 2022, porque ahí teníamos que arrancar. Ahora estamos siendo mucho más selectivos y, y sobre todo, con operaciones que compensen el portfolio.
¿Están viendo algo?
En estos momentos nuestra prioridad es operar, optimizar y ejecutar todos los proyectos existentes en nuestra cartera actual.
¿Cómo están vendiendo la energía de sus plantas?
Mediante una combinación de contratos PPA y mercado. La decisión de qué instrumento se aplica en cada momento está alineada con la estrategia de venta de energía de nuestra matriz. En España tenemos ya varios PPA en España firmados con offtakers como Statkraft o EDP. En el caso de nuestra planta solar de 150 MW en Pinos Puente tenemos un PPA a nivel europeo con Anheuser-Busch, la mayor cervecera del mundo.
¿Les afecta la intervención del mercado?
Nos afecta, ya que parte de nuestra energía la vendemos a mercado. Entendemos que las medidas tomadas están siendo beneficiosas para controlar los precios y no castigar a los consumidores en momentos de altos precios, pero estas medidas deberían ser retiradas tan pronto como volvamos a una situación de estabilidad de precios.
¿Les interesa la hidráulica?
La hidráulica es el ADN de nuestra compañía. Tenemos 8,7 GW en 133 centrales hidráulicas en Austria, Alemania y Albania, de las cuales 23 son centrales de bombeo. El desarrollo del mercado de almacenamiento en España y en concreto el de bombeo, pudiera abrir nuevas áreas de interés.
¿Pueden desarrollar o está pensando en compras?
Estamos centrados en el desarrollo eólico y solar, respecto al bombeo no hay ninguna decisión tomada. Estamos en fase inicial de análisis del mercado.
¿España sigue siendo un mercado atractivo para la inversión?
España es uno de los países de Europa de mayor potencial renovable, con alto recurso solar y eólico y donde hasta la fecha se está produciendo un desarrollo significativo, dado que se alcanzan las rentabilidades esperadas. En un escenario de subidas de tipos, donde tendremos costes de capital y de financiación más altos y una previsión de precios de energía más bajos, especialmente las previsiones de precios capturados de solar, algunas inversiones en plantas solares tengan dificultades de ser aprobadas al no alcanzarse las rentabilidades esperadas.
¿Cree que eso va a provocar una caída de precios de los contratos a largo plazo (PPA)?
Los precios de los PPA están unidos al precio real en el mercado. Si el precio de mercado baja, los precios de los PPA bajan. Hacia finales de 2022, con precios de energía altos, se firmaban PPA altos (tenemos ejemplos de PPA solares en el rango de 65-70 euros). Actualmente los precios y las proyecciones están bajando y los precios de los nuevos PPA bajando (PPA solares en tornos a los 40 euros).
Pero garantizar una gran penetración de renovables en nuestro mix de generación es necesario que la demanda vaya acompasada y que se desarrollen nuevos vectores como un mercado de almacenamiento y de hidrógeno verde que incentiven la demanda de renovables y garanticen una estabilidad y certidumbre en precios.
