El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha adjudicado un total de 612 millones de euros a 173 proyectos enfocados en la repotenciación eólica y la modernización de instalaciones hidroeléctricas en el marco del programa Repoten 2. Más de la mitad de estos proyectos incorporarán almacenamiento hibridado, lo que añadirá 2 GWh de capacidad nueva al sistema eléctrico español. Esta convocatoria resalta la necesidad de coordinar aspectos como la potencia, el almacenamiento, el acceso a la red, el precio capturado y la financiación para renovar activos existentes.
El programa Repoten 2 se enmarca dentro de los fondos NextGenEU del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), destinando un total de 612 millones de euros a proyectos destinados a renovar parques eólicos e instalaciones hidroeléctricas con capacidades de hasta 50 MW. Con estas ayudas, se apoyarán 81 actuaciones de repotenciación eólica y 92 de renovación para centrales hidroeléctricas.
Los proyectos beneficiarios en su conjunto suman 2433 MW de potencia eólica y 1091 MW de potencia hidroeléctrica, lo que se traduce en más de 3,5 GW de generación asociada a las instalaciones modernizadas. Además, movilizarán una inversión cercana a los 3750 millones de euros.
Galicia se posiciona como la región que más proyectos ha presentado, con un total de 40, seguida de Castilla y León, Castilla-La Mancha, Andalucía y Aragón. Las actuaciones deberán completarse antes del 30 de junio de 2030, aunque existe la posibilidad de extender este plazo hasta finales del mismo año.
La repotenciación en este contexto no se limita a reemplazar aerogeneradores antiguos por otros más eficientes, sino que implica un proceso más complejo. Se prevé que aproximadamente 3.000 aerogeneradores viejos, que presentan una potencia media de 790 kW, sean sustituidos por menos de 500 turbinas modernas, cuya potencia media alcanzará los 5 MW, multiplicando así la capacidad de cada máquina por más de seis.
Sin embargo, el aumento de la potencia instalada es solo uno de los múltiples factores a considerar. Es fundamental determinar la potencia óptima en relación con la capacidad de acceso a la red, las opciones de almacenamiento y las modificaciones necesarias en los permisos de conexión. El objetivo final no es simplemente maximizar el megavatio instalado, sino optimizar la producción, el emplazamiento y los ingresos potenciales durante la vida útil de los activos.
Un aspecto importante del programa es la inclusión del almacenamiento hibridado, que representa el 53% de los proyectos adjudicados. Esto implica que se añadirán más de 2 GWh de nueva capacidad de almacenamiento al sistema, lo que permite desplazar parte de la producción hacia momentos de mayor precio, mejorando así la rentabilidad.
El acceso a la red y el precio capturado son otros elementos cruciales. La capacidad de acceso a la red continúa siendo un recurso limitado, lo que obliga a evaluar diferentes alternativas para maximizar la eficiencia de inyección de energía. Condiciones específicas permitirán incorporar tecnologías de almacenamiento y otras modalidades mediante hibridación en un mismo punto de conexión.
La posibilidad de financiación también se presenta como un elemento clave en la materialización de estos proyectos. Con una inversión prevista de 3750 millones de euros, será vital atraer capital privado para llevar a buen término estas iniciativas. El modelo financiero debe reflejar diferentes fuentes de ingresos, incluyendo no solo la generación renovable, sino también los beneficios del almacenamiento y los servicios de ajuste.
Las decisiones que se tomen durante la repotenciación están interrelacionadas, afectando la rentabilidad y el modelo financiero. Por lo tanto, es necesario realizar previsiones y simulaciones adecuadas que permitan anticipar los escenarios de precios y producción, facilitando así la evaluación de las mejores configuraciones para cada proyecto.
La repotenciación no se limita a sustituir tecnología antigua por sistemas contemporáneos; implica un rediseño integral del activo que debe adaptarse a un entorno eléctrico en constante evolución, considerando cómo se producirá, cómo se utilizará la red y cómo se monetizarán esos recursos en el futuro.
