El MITECO ha adjudicado 612 millones de euros a 173 proyectos de repotenciación eólica y modernización hidroeléctrica en el marco del programa Repoten 2. Más de la mitad incorporarán almacenamiento hibridado, que sumará 2 GWh de nueva capacidad. La convocatoria muestra que renovar un activo ya exige coordinar potencia, almacenamiento, acceso a la red, precio capturado y financiación
Un programa que acelera la renovación del parque renovable español
La segunda convocatoria del programa de Repotenciación Circular, Repoten 2, ha asignado 612 millones de euros de fondos NextGenEU del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) a 173 proyectos destinados a renovar parques eólicos e instalaciones hidroeléctricas de hasta 50 MW. Las ayudas, gestionadas por el IDAE, apoyarán 81 actuaciones de repotenciación eólica y 92 de renovación tecnológica y ambiental de centrales hidroeléctricas.
Los proyectos beneficiarios suman 2433 MW de potencia eólica y 1091 MW de potencia hidroeléctrica, más de 3,5 GW de potencia de generación asociada a las instalaciones renovadas. Además, movilizarán una inversión cercana a los 3750 millones de euros.
Galicia lidera la convocatoria con 40 proyectos, seguida de Castilla y León, Castilla‑La Mancha, Andalucía y Aragón. Las actuaciones deberán estar ejecutadas antes del 30 de junio de 2030, con posibilidad de ampliar el plazo hasta el 31 de diciembre del mismo año. El horizonte de ejecución hace que las decisiones sobre diseño, almacenamiento de energía, acceso a red y financiación deban abordarse con suficiente antelación.
La repotenciación ya no es solo cambiar de turbina
La imagen tradicional de la repotenciación podía resumirse en sustituir aerogeneradores antiguos por un menor número de máquinas más grandes y eficientes. Repoten 2 muestra la magnitud de este proceso. Cerca de 3.000 aerogeneradores antiguos, con una potencia media de 790 kW, serán sustituidos por menos de 500 equipos nuevos, con una potencia media de 5 MW. La potencia media por aerogenerador se multiplicará así por más de seis.
Sin embargo, aumentar la potencia instalada es solo una parte de la decisión. También es necesario determinar qué potencia resulta óptima en relación con la capacidad de acceso disponible, si conviene incorporar almacenamiento, qué modificaciones son necesarias en los permisos de acceso y conexión y cómo operar el conjunto para obtener el máximo valor de la producción.
El objetivo ya no es simplemente instalar el mayor número posible de megavatios. Se trata de optimizar de forma conjunta el recurso renovable, el emplazamiento, el punto de conexión y los ingresos esperados durante toda la vida del activo.
El almacenamiento hibridado gana peso en el diseño de los proyectos
El 53% de los proyectos adjudicados incorpora almacenamiento hibridado. En conjunto, añadirán algo más de 2 GWh de nueva capacidad de almacenamiento al sistema eléctrico. La cifra no significa que una batería sea necesaria en cualquier repotenciación, pero sí refleja que el almacenamiento ha pasado a formar parte de las decisiones que deben evaluarse desde las primeras fases del proyecto.
Dimensionar correctamente el almacenamiento requiere analizar conjuntamente su potencia y capacidad, el perfil de producción renovable, la capacidad disponible en el punto de conexión, los spreads de precios esperados, la participación en los servicios de ajuste, el número de ciclos y la degradación de la batería.
Una batería permite desplazar parte de la producción desde horas de menor valor hacia momentos con precios más elevados y aprovechar mejor una capacidad de acceso limitada. Sin embargo, una batería de mayor tamaño no implica necesariamente una mayor rentabilidad. El dimensionamiento óptimo depende de los precios futuros, del perfil de generación, de las restricciones de evacuación y de las oportunidades de ingresos disponibles en cada mercado.
El punto de conexión y el precio capturado cambian el análisis
La repotenciación puede aumentar significativamente la potencia instalada de un parque mientras la capacidad de acceso a la red continúa siendo un recurso limitado. La regulación permite, bajo determinadas condiciones, incorporar almacenamiento u otras tecnologías mediante hibridación utilizando el mismo punto de conexión y la capacidad de acceso ya concedida, aunque estas modificaciones deben cumplir los procedimientos y requisitos correspondientes.
Esto obliga a comparar diferentes alternativas. Un proyecto puede mantener su capacidad de acceso y gestionar las limitaciones de inyección incorporando almacenamiento para desplazar energía o plantear modificaciones de los permisos de acceso y conexión cuando sean técnica y administrativamente viables.
Junto con la energía que puede evacuarse, también importa el precio al que se valorará esa producción. El precio capturado refleja el precio medio del mercado ponderado por el perfil horario de inyección de la instalación y puede diferir considerablemente del precio medio del mercado.
En un sistema con una penetración creciente de generación eólica y fotovoltaica, la coincidencia de una elevada producción renovable puede presionar los precios en determinadas horas, lo que puede ejercer presión a la baja sobre el precio capturado. Por ello, las previsiones horarias de precios y producción son esenciales para estimar cómo evolucionarán el precio capturado y los ingresos de un activo repotenciado y qué valor puede aportar el almacenamiento.
La financiación exige modelizar un activo más complejo
Los proyectos beneficiarios de Repoten 2 movilizarán una inversión cercana a los 3.750 millones de euros, muy superior al importe de las ayudas concedidas. La financiación privada seguirá siendo, por tanto, una pieza fundamental para llevar estas actuaciones hasta su puesta en marcha.
Cuando la repotenciación incorpora almacenamiento, el modelo financiero debe representar fuentes de ingresos con características diferentes. A los ingresos de la generación renovable se pueden añadir los procedentes del arbitraje en los mercados de energía y de la participación de la batería en los servicios de ajuste, además de factores como la degradación, los ciclos de operación y una posible reposición de equipos a lo largo de la vida del proyecto.
Para analizar la bancabilidad no basta con utilizar una previsión genérica del precio medio del mercado. Es necesario estimar el perfil horario de ingresos, el precio capturado por la generación, las posibles limitaciones de evacuación y el comportamiento de la batería bajo diferentes escenarios de precios y volatilidad.
Disponer de hipótesis consistentes para todas estas variables reduce la incertidumbre del modelo financiero y permite comparar mejor las alternativas de diseño antes de tomar decisiones de inversión y financiación.
Previsiones y simulaciones para tomar decisiones coherentes
La repotenciación abre muchas posibilidades, pero también obliga a tomar decisiones que están estrechamente relacionadas. Elegir la potencia de la nueva instalación condiciona el uso del punto de conexión. La capacidad de acceso influye en el dimensionamiento de la batería. El tamaño y la estrategia de operación del almacenamiento modifican los ingresos esperados y, finalmente, todos estos elementos determinan la rentabilidad y la financiación del proyecto.
Las previsiones horarias de precios de los mercados eléctricos y de producción renovable de AleaSoft Energy Forecasting permiten analizar estas decisiones bajo escenarios de largo plazo, estimando el precio capturado, los ingresos esperados y el efecto de diferentes configuraciones del activo.
Sobre esta base, los análisis de AleaStorage permiten comparar distintos dimensionamientos del almacenamiento de energía, simular estrategias de carga y descarga y estimar los ingresos que pueden obtenerse tanto en los mercados de energía como en los servicios de ajuste. Integrar estos resultados en el modelo financiero ayuda a identificar qué configuración aporta mayor valor y proporciona hipótesis coherentes para el diálogo con bancos, fondos e inversores.
La repotenciación no consiste únicamente en sustituir tecnología antigua por equipos más eficientes. Supone volver a diseñar el activo para un sistema eléctrico distinto al que existía cuando se construyó, y hacerlo teniendo en cuenta desde el principio cómo producirá, cómo utilizará la red, cuándo venderá su energía y cómo generará valor durante las próximas décadas.
