Hibridación de proyectos renovables. ¿La próxima tendencia?
Alvaro Sanz, CFA CEng
Global Head of Development en ENERSIDE | Energía Renovable a través de Originación, Desarrollo y M&A | Inversión sostenible
¿Qué es la hibridación de proyectos renovables y por qué puede ser tendencia?
En un sistema eléctrico español donde la capacidad de acceso y conexión es un bien escaso, es momento de que los promotores tomen ventaja de unos precios de paneles y baterías en mínimos históricos, y un contexto regulatorio que por fin invita al optimismo a los defensores de la hibridación de tecnologías renovables.
La red eléctrica y la transición energética
Las renovables han logrado poner sobre la mesa el debate de si, en su estado actual, las redes de transmisión y distribución están suficientemente preparadas para permitirnos lograr la deseada transición energética. La respuesta de muchos será que se requieren cambios de calado al modelo vigente.
Concentración geográfica de proyectos renovables
Las primeras líneas de transmisión comenzaron a construirse hace más de 100 años. Sin embargo, hasta finales del siglo XX, el sistema eléctrico estaba formado, casi en su totalidad, por generación hidroeléctrica, carbón, hidrocarburos, y nuclear. Salvo las centrales hidroeléctricas, que en muchos países (como España) fueron las primeras en construirse, el resto de centrales podían construirse próximas a donde se encontraba la demanda eléctrica. Haciéndolo así, se minimizaba la necesidad de inversión en líneas de transmisión (que, dicho de manera simplista, transportan la electricidad desde donde se produce hasta donde se consume).
Sin embargo, a partir del siglo XXI, las energías renovables se han incorporado de manera gradual al mix energético, representando cada año un mayor porcentaje del total. Si bien los desarrolladores buscan maximizar una ecuación que considera diversos factores, el recurso juega un papel fundamental y el mejor recurso eólico, solar, e hídrico tiende a estar alejado de las zonas urbanizadas: el ser humano prefiere no establecerse en lugares de clima extremo.
Esto lleva a la concentración de centrales renovables lejos de las áreas de mayor consumo, y por tanto también de donde hasta ahora existía una mayor infraestructura de transporte y distribución eléctrica.
'Canibalismo' asociado a las renovables
Para analizar el impacto de esta concentración de proyectos renovables, tomemos como referencia la energía solar. En una primera instancia, los inversores y desarrolladores favorecerán la implementación de proyectos fotovoltaicos en las zonas de mayor irradiación. Sin embargo, la proliferación de este tipo de proyectos tenderá a 'colapsar' el espacio disponible en la red eléctrica (principalmente subestaciones y líneas de transmisión que conectan las zonas 'generadoras' con las zonas de mayor demanda como son las grandes urbes y áreas industrializadas).
De la misma manera, al añadirse nuevos proyectos fotovoltaicos a determinados nodos del sistema, aumenta la 'oferta' de energía, ejerciendo presión a la baja sobre los precios y por tanto perjudicando la perspectiva de ingreso de nuevos proyectos que busquen inyectar su energía en ese mismo nodo.
Así, el éxito de las renovables puede provocar:
En conclusión, las renovables pueden producir un efecto 'canibal' en las áreas donde proliferan, afectando la rentabilidad de los proyectos existentes y dificultando el desarrollo de nuevos proyectos.
La ampliación del sistema eléctrico
A priori, la solución evidente podría ser expandir el sistema interconectado para así facilitar la evacuación de energía y liberar presión de las zonas tensionadas por las renovables. De esta manera, se lograría un sistema eléctrico más eficiente, mejorando la conexión entre los centros de generación y los centros de carga.
Sin embargo, las obras de ampliación de la red eléctrica son significativamente más lentas que la instalación de nueva generación. El desarrollo y construcción de, especialmente, las líneas de transmisión, requiere tiempo. Por la extensión geográfica que ocupan, suponen afectar multitud de paisajes, propietarios de terrenos, y en términos más generales, comunidades.
También suponen inversiones multimillonarias, que en última instancia serán pagadas por los consumidores finales (grandes consumidores y clientes retail). Asimismo, ya que estas inversiones a menudo son dirigidas por agencias públicas o semipúblicas, pueden sufrir limitaciones estrictas en cuanto al presupuesto disponible o las posibilidades de financiación.
En consecuencia, la instalación de generación renovable va adelantada al desarrollo de la red eléctrica a la que se conecta. El resultado es una red eléctrica que no está preparada hoy en día para absorber el potencial renovable existente (asegurando unos mínimos de confiabilidad y eficiencia).
La inversión en la expansión de las redes eléctricas se ha convertido en imperativa para muchos gobiernos, a pesar de la actual crisis de coste de vida (de nuevo, insistir en que en última instancia es el cliente final quien sufraga las obras de ampliación del sistema). De lo contrario, se estará bloqueando el crecimiento renovable, la electrificación del consumo, y se pone en riesgo el cumplimiento de los objetivos medioambientales acordados a nivel global.
La interconexión se ha convertido, de facto, en el cuello de botella de la energía limpia, y, de manera indirecta, de la transición energética.
La capacidad asegurada, un bien escaso
Así, en muchas geografías se ha desatado una lucha por copar la poca capacidad disponible en el sistema. Al concebir y originar nuevos proyectos, resulta fundamental comprender el funcionamiento del sistema eléctrico de un país, así como conocer y saber prever hacia dónde crecerá. Cada obra de expansión del sistema alterará los flujos de potencia entre nodos y por tanto podrá liberar potencia que permita la interconexión de nuevos proyectos.
Debido a la lenta expansión de las redes de transmisión y distribución, y la escasa capacidad libre actual, aquellos proyectos que solicitaron y obtuvieron capacidad en la red, poseen un activo con un valor intrínseco. En otras palabras, por las características de las centrales renovables y su alta concentración geográfica, en mercados como el español la capacidad de interconexión a la red se ha convertido en el elemento de mayor valor añadido en un proyecto.
La revalorización de la capacidad asegurada, unida a otros desafíos que afrontan las renovables y que describíamos anteriormente (entre otros, curva del pato, escasez de tierras y retrasos en el permitting), dan lugar a una oportunidad de inversión por la que apuesto firmemente: la hibridación.
Qué es la hibridación y por qué está ganando tracción
Qué es la hibridación renovable
Un proyecto híbrido renovable es aquel proyecto que combina dos o más fuentes de generación de origen renovable, como pueden ser la energía solar, la eólica, la biomasa, o la geotérmica, por citar algunas de las principales.
Se comparten las mismas instalaciones de evacuación de la energía (misma subestación elevadora y línea de transmisión hasta la subestación perteneciente al operador de la red de transmisión) y terrenos (dos tecnologías conviven en un mismo espacio).
Actualmente, las formas más comunes de hibridación son:
En su forma más común, se trata de añadir un parque fotovoltaico a un parque eólico: hay más emplazamientos aptos para fotovoltaica que para eólica.
Es todavía una tecnología hasta cierto punto incipiente. No existe todavía un gran número de plantas de esta tipología operativas hoy en día.
Las primeras plantas en España y Portugal datan del año pasado (2023). Ver: Planta híbrida de Ballestas y Casetona, de Iberdrola, Cruz de Hierro, de EDPR, y Mina de Orgueirel y Mosteiro, de EDPR.
Probablemente es la hibridación más extendida. En mercados como el estadounidense, está teniendo un crecimiento exponencial.
Se combina el parque fotovoltaico con un sistema de baterías (BESS), de manera que el proyecto puede lograr:
1) 'aplanar la curva' de generación, cargando las baterías durante el horario diurno, y descargando durante las horas de mayor precio marginal,
2) sobredimensionar el parque fotovoltaico, para con los excedentes del parque cargar las baterías y aumentar el volumen total de energía inyectada en la red,
3) practicar el arbitraje, comprando energía barata del sistema y vendiéndola después más cara, o
4) recibir pagos por capacidad o por proveer servicios auxiliares.
Una forma menos habitual de hibridación. Se alternan fuentes de generación y, en algunos casos, incluso se emplean los excedentes de energía eólica para bombear agua a la presa hidroeléctrica. Ésta elegirá después cuando turbinar ese agua e inyectar energía hidroeléctrica al sistema.
Ver: proyecto de Gorona del Viento, en la isla del Hierro (Islas Canarias).
Mismo concepto que el anterior, aunque usando energía solar en lugar de eólica. Hasta ahora una hibridación poco popular, pero con la que ya se están desarrollando proyectos en mercados de referencia como el español.
¿Por qué hibridar?
Las principales ventajas de cohabitar diferentes tecnologías en una misma central son:
Al diversificar las fuentes de generación, se obtiene un perfil de generación más 'plano', ya que no existe una correlación directa entre las diversas fuentes de recurso, como el sol y el viento.
En el caso de la hibridación con hidroeléctricas o baterías, la planta híbrida puede ser gestionable. Esto es, puede utilizarse una de las tecnologías para, en etapas de exceso de oferta, cargar las baterías o la presa hidroeléctrica, y posteriormente descargar en las horas de mayor demanda eléctrica.
La falta de gestionabilidad es uno de los principales reclamos que históricamente ha recibido la generación renovable.
La curva del pato se puede observar en mercados con alta penetración de energía solar, y se caracteriza por precios marginales bajos o incluso de cero durante el horario diurno, unidos a una necesidad urgente de generación proveniente de otras tecnologías al acercarse el atardecer y caer en picado la producción fotovoltaica.
Las plantas híbridas permiten despachar fuera del horario diurno, e incluso, aquellas que son gestionables, pueden aliviar el curtailment (restricción de despacho), almacenando excedentes para despachar en horarios de alta demanda.
La hibridación permite mayor flexibilidad para despachar energía en función de las necesidades de los clientes finales. Las necesidades de consumo de los clientes finales no siguen un patrón relacionado con la disponibilidad de recurso renovable. Ciertas industrias (como la papelera) funcionan 24 horas, lo cual haría inviable suministrarse exclusivamente de energía fotovoltaica.
La hibridación permite que las plantas dispongan de matrices de producción 24x7 mejor acopladas a las curvas de consumo de los grandes clientes, que pueden ser contraparte en la firma de un PPA. Esto convierte a las plantas híbridas en candidatos más atractivos para la firma de contratos de suministro de energía a largo plazo, y por tanto, proyectos más 'bancables' (importante en este momento de tipos de interés altos).
Algunas plantas híbridas, como aquellas que cuentan con baterías, disponen de herramientas para proveer servicios de estabilidad y confiabilidad que demanda el operador de la red, y reciben pagos por ello.
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Dos tecnologías emplean la misma línea evacuación y subestación. Esto reduce los costes unitarios (tanto CAPEX como OPEX) y la huella de carbono del proyecto. Permite también 'optimizar' la capacidad asegurada en el punto de conexión. Dicho de otra manera: maximiza el factor de planta.
Los parques eólicos tienden a ocupar una gran superficie, pero hacen un uso poco efectivo de ésta, por la necesidad de preservar ciertas distancias entre unos aerogeneradores y otros.
La hibridación permite aprovechar el espacio disponible entre máquinas para instalar otras tecnologías de generación. La optimización de espacio también implica, indirectamente, menores costes unitarios y menor impacto medioambiental.
Mayor número de fuentes de recurso implica menor dependencia de uno de ellos en concreto, resultando en una menor subordinación al contexto geopolítico. Este aspecto ha ganado relevancia después de los 'shocks' energéticos globales derivados de la pandemia de COVID-19 y la invasión de Ucrania.
En lugar de tramitar dos proyectos diferentes por separado, se tramitará el proyecto híbrido como un solo expediente. Se tramitan los permisos asociados a una sola infraestructura de evacuación.
Debido a las ventajas que proveen las plantas híbridas, ciertos gobiernos pueden incentivarlas mediante exenciones fiscales, subsidios, u otros mecanismos similares.
En definitiva, la hibridación permite explotar la capacidad de interconexión asegurada, al tiempo que aporta soluciones a los desafíos generados en el sistema eléctrico por las propias energías renovables.
Paneles fotovoltaicos y baterías más baratos que nunca
Hibridar supone incorporar una tecnología 'complementaria' a otra tecnología 'base'. Por cuestiones de espacio, gestionabilidad y recurso, lo más común es añadir paneles fotovoltaicos a parques eólicos, o baterías a proyectos fotovoltaicos.
Actualmente nos encontramos en un momento en que los precios de ambas tecnologías, baterías y paneles solares, se hallan en mínimos históricos.
Paneles fotovoltaicos
El precio de los paneles fotovoltaicos lleva cayendo casi ininterrumpidamente durante décadas.
Sin embargo, durante la pandemia de COVID-19 se produjo un 'shock' global que, unido a decisiones del US Department of Commerce respecto al AD/CVD de celdas y módulos solares chinos, provocó que los precios de paneles fotovoltaicos subieran temporalmente de forma marcada.
La regularización de la economía ha logrado que los precios actuales ronden los $10ct/Wp, lo cual marca un mínimo histórico. Incluso, se leen noticias donde compañías como Solaria Energía y Medio Ambiente han cerrado adquisiciones de paneles por $9.11ct/Wp, un 71% menos que en 2022.
Esto implica que cueste menos que nunca incluir paneles fotovoltaicos en un parque eólico operativo.
Baterías
Las baterías también están encontrando su momento.
Durante muchos años fueron consideradas como una tecnología casi experimental debido a sus altos costes iniciales, pero la trifecta entre generación distribuida renovable, almacenamiento, y vehículos eléctricos, está despegando.
El International Energy Agency (IEA) ha publicado recientemente un documento muy interesante al respecto del estado del arte de las baterías. Ver: Batteries and Secure Energy Transitions.
Las baterías cada vez cuestán menos, se encuentran en mínimos históricos, y además en muchos países de Europa, existen subvenciones a su instalación (como las subvenciones del IDAE. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía por hasta un 65% del CAPEX).
El mercado español: marco regulatorio y Concursos de Capacidad
Existe por tanto un contexto global favorable al desarrollo de proyectos híbridos.
En el caso del mercado español, a la escasa capacidad disponible en la red eléctrica y precios de paneles fotovoltaicos y baterías en mínimos históricos, se le añaden dos factores más: un marco regulatorio favorable y la convocatoria inminente de concursos donde adjudicar capacidad adicional en el sistema.
Marco regulatorio español
La ley española facilita la hibridación. Tanto en lo que respecta a asegurar la capacidad de despacho en la red, como en los requerimientos de garantías económicas que deben depositar los promotores de los proyectos.
Permiso de acceso y conexión
De acuerdo con la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico y el Real Decreto 1183/2020, aquellos proyectos (en cualquier etapa de desarrollo) que dispongan de un permiso de acceso a la red (capacidad asegurada), podrán incluir otra tecnología siempre y cuando ésta sea renovable o almacenamiento y se cumplan ciertos requisitos técnicos (como aquellos relativos a la ubicación de las instalaciones, o a que la planta original mantenga al menos el 40% de la potencia total). El permisionario simplemente deberá solicitar una actualización de sus permisos de acceso y conexión, y podrá mantener el punto de conexión y capacidad de acceso.
Es decir, promotores de centrales eléctricas con permiso de acceso en vigor, no deben competir por la escasa capacidad disponible siempre y cuando hibriden con una tecnología renovable, lo cual supone una ventaja crítica frente a otros competidores.
En caso de querer realizarse una nueva solicitud de conexión por una instalación híbrida, habrá que seguir lo dispuesto en el Real Decreto 1183/2020, si bien en este escenario persiste el desafío de encontrar capacidad libre en la red.
Avales
Uno de los principales escollos para ciertos desarrolladores es disponer del suficiente pulmón financiero para depositar los avales que requiere la administración española.
Las garantías económicas vienen definidas por el Real Decreto 1183/2020 y son actualmente de €40,000/MW. En el caso de las centrales híbridas, la potencia asociada a la segunda tecnología contará con un descuento del 50%. Esto permite reducir el impacto económico de los avales en el proyecto, otorgando otra ventaja competitiva a los proyectos híbridos frente a los que no lo son.
Concursos de capacidad
El principal cuello de botella en el desarrollo de las renovables españolas ha sido la limitada capacidad de acceso al sistema interconectado. El gobierno español ha optado por adjudicar gran parte de la capacidad de acceso disponible según un esquema de Concursos de Capacidad, que abrirán la puerta a varios GWs de potencia adicional en el sistema eléctrico español.
Antecedentes
En 2022 la administración española publicó las bases de unos Concursos de Capacidad que cambiarían la forma de asegurar la capacidad disponible en la red: de un sistema dictado por el orden de prelación temporal, se pasa a un sistema donde la capacidad se adjudica en un concurso dominado fundamentalmente por criterios técnicos y socialmedioambientales. Con ese fin, la capacidad disponible en casi 300 nudos quedó 'bloqueada' a nuevas solicitudes de acceso, pendiente de la celebración de dichos concursos. Los nudos sometidos a concurso debían tener una capacidad libre mayor a 100MW (50MW en las islas).
El gobierno pospuso temporalmente dichos Concursos de Capacidad, con la excepción de algunos en nudos de Transición Justa (potencia que quedaba liberada tras el cierre de centrales térmicas o nucleares, y que sería sustituida por centrales renovables).
A finales del año 2023 se publicó en el BOE el RD-ley 8/2023, según el cuál se indicaba la necesidad de convocar nuevos Concursos de Capacidad. Este RD también incluía otra serie de medidas que afectaban al sector energético español y que se describen en este artículo de la reconocida firma legal Garrigues .
En virtud de dicho RD, durante 2024 la Secretaría de Energía prepara la convocatoria de nuevos Concursos de Capacidad, también en nodos que no califican como de Transición Justa. Esta decisión puede propiciar una nueva oleada de proyectos renovables en el sistema eléctrico español. Queda pendiente valorar las consecuencias que esto tendrá sobre dicho sistema y mercado.
Bases del concurso y avales
Las criterios de adjudicación tienen como base los dictados en el artículo 19 del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre.
Se dividen en cuatro grupos: 1) criterios temporales (qué tan pronto se puede inyectar energía a la red) - 5 puntos, 2) criterios asociados a la tecnología de generación - 20 puntos, 3) criterios socioeconómicos y medioambientales - 75 puntos. Nota: los criterios han variado desde la primera versión publicada en 2022 hasta los actuales, y pueden seguir variando.
Estas bases de evaluación favorecen el desarrollo de proyectos híbridos, en especial aquel relativo a los criterios técnicos (actualmente, 10 puntos asignados a almacenamiento). Nótese también que en las bases de 2022 existía un criterio específico que otorgaba puntos adicionales a aquellos proyectos que fuesen híbridos.
En lo que respecta a los avales, los Concursos de Capacidad requieren constituir una garantía de ~€120,000/MW, adicional a los €40,000/MW que ya venían definidas en el RD 1183/2020. Estas garantías adicionales no muestran diferencias en cuanto a tecnologías, pero sí limitarán la posibilidad de que promotores más pequeños puedan participar en los concursos.
En conclusión, las ventajas que otorga el marco regulatorio para la hibridación de proyectos que ya disponen del permiso de acceso y conexión, añadido al hecho de que estamos a las puertas del concurso y adjudicación de cientos de MWs donde la hibridación posee una ventaja competitiva según los criterios que hasta el momento se conocen, abren la puerta a una oportunidad de inversión en España en proyectos renovables híbridos, hasta ahora residuales.
¿Boom de la hibridación en España?
Recapitulando todo lo descrito, el escenario que se presenta en el mercado español es el siguiente:
Todo lo anterior puede dar lugar a un nuevo 'boom' en España: la hibridación de eólica con fotovoltaica, y fotovoltaica con baterías. Existen más factores a considerar para determinar el atractivo de una estrategia de inversión, aunque exceden el objeto de este artículo.
Los inversores con interés en el sector energético y el mercado español pueden apostar por esta tesis y tomar una posición activa. Esta oportunidad de mercado está siendo ya explotada por algunos de los principales nombres del sector eléctrico español. Actualmente se encuentran en tramitación más de 10GW por plantas híbridas en España (un número que considero que continuará creciendo), siendo los impulsores de gran parte de estos gigawatios las grandes energéticas del IBEX-35:
Bajo mi punto de vista, es probable que durante los próximos meses veamos a otro tipo de jugadores, como fondos de inversión, unirse a este movimiento.
Conclusiones
Las renovables han puesto al límite la capacidad de nuestras redes de transmisión y distribución para absorber la creciente potencia instalada. Las características intrínsecas de las renovables han generado desafíos en nuestros mercados eléctricos, desafíos que pueden verse atenuados por el desarrollo de centrales renovables híbridas.
Si bien hasta el momento estas soluciones no eran técnica y económicamente viables, acontecimientos recientes obligan a reevaluar la viabilidad de estos proyectos en España. Por un lado, la caída del precio de paneles fotovoltaicos y de baterías, que se encuentran en mínimos históricos. Por otro, el desarrollo de un marco regulatorio favorable a la hibridación, y la inminente convocatoria de unos concursos de capacidad que abrirán la puerta a nueva potencia instalada renovable, mucha de la cual será híbrida.
Esta oportunidad en el sector está siendo ya atacada por algunos de los principales players en un mercado eléctrico español que ya cuenta con más de 10GW híbridos en diferentes etapas de tramitación.
Resultará interesante monitorear el avance de este tipo de proyectos, y su posible réplica en otros mercados. El desenlace de esta historia puede que finalmente tenga mucho que ver con la tendencia y volatibilidad de los precios del mercado 'spot'...
¿Un nuevo 'boom' en el horizonte?
Sobre el autor
Artículo redactado por Alvaro Sanz, CFA CEng, profesional con 15 años de experiencia en M&A, desarrollo, financiamiento, ejecución y transición a operaciones de activos en el sector energético (renovables, convencionales e hidrocarburos). Actualmente lidera una cartera de desarrollos renovables y almacenamiento de >7GW en las Américas y Europa. Miembro certificado del Energy Institute, Engineering Council y CFA Institute.
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6 mesesMuy interesante artículo Alvaro, gracias.