Cerca de 3.000 aerogeneradores antiguos —con una potencia media de 790 kW— serán reemplazados por menos de 500 máquinas nuevas capaces de generar, cada una, seis veces más. Esa es la escala física del programa Repoten 2: 173 proyectos, 612 millones de euros en ayudas y más de 3,5 GW de potencia renovada.
Pero detrás de esas cifras hay algo que va más allá de una actualización de equipos. Renovar un parque eólico en España ya no se parece a lo que era hace una década.
Un programa que redefine la renovación del parque renovable español
El MITECO ha adjudicado 612 millones de euros del fondo NextGenEU a 173 proyectos de repotenciación eólica y modernización hidroeléctrica. En conjunto, suman más de 3,5 GW de potencia renovada y movilizarán una inversión cercana a los 3.750 millones de euros, cifra muy superior al importe de las ayudas públicas concedidas.
Galicia encabeza la convocatoria con 40 proyectos adjudicados. Le siguen Castilla y León, Castilla-La Mancha, Andalucía y Aragón. Todas las actuaciones deben completarse antes del 30 de junio de 2030.
Ese horizonte de ejecución no es un detalle menor: obliga a tomar decisiones sobre diseño, almacenamiento y acceso a la red con suficiente antelación. Repoten 2 deja claro que renovar un activo ya exige coordinar múltiples variables desde las primeras fases del proyecto.
De cambiar turbinas a rediseñar activos: la nueva lógica de la repotenciación
Durante años, repotenciar significaba una cosa concreta: retirar aerogeneradores viejos e instalar máquinas más grandes. La imagen era sencilla. La realidad ya no lo es.
La potencia media por aerogenerador se multiplicará por más de seis en los proyectos de Repoten 2. Aumentar los megavatios instalados es solo una parte de la decisión. También hay que determinar qué potencia resulta óptima respecto a la capacidad de acceso disponible, qué modificaciones exigen los permisos y cómo operar el conjunto para extraer el máximo valor.
El objetivo ha cambiado. Ya no se trata de instalar el mayor número posible de megavatios, sino de optimizar conjuntamente el recurso renovable, el emplazamiento, el punto de conexión y los ingresos esperados a lo largo de toda la vida del activo.
El almacenamiento hibridado: de opción marginal a variable de diseño
El dato más revelador de Repoten 2 puede ser este: el 53 % de los proyectos adjudicados incorpora almacenamiento hibridado, lo que añadirá más de 2 GWh de nueva capacidad al sistema eléctrico español.
Eso no significa que una batería sea necesaria en cualquier repotenciación. Significa que el almacenamiento ha pasado a evaluarse desde el principio, no como complemento opcional sino como variable de diseño.
Una batería permite desplazar producción desde horas de menor precio hacia momentos de mayor valor y ayuda a aprovechar mejor una capacidad de acceso limitada. Sin embargo, un mayor tamaño no implica mayor rentabilidad. El dimensionamiento óptimo depende de los precios futuros, el perfil de generación, las restricciones de evacuación y las oportunidades en los mercados de ajuste. Todas esas variables están relacionadas entre sí.
El punto de conexión y el precio capturado: dos factores que cambian el análisis financiero
La repotenciación puede multiplicar la potencia instalada de un parque mientras la capacidad de acceso a la red permanece igual. Ese desfase define buena parte del problema.
La regulación permite hibridar con almacenamiento usando el mismo punto de conexión ya concedido, bajo determinadas condiciones y procedimientos. Esto abre posibilidades reales, pero también obliga a comparar alternativas con rigor.
Junto a la energía que puede evacuarse, importa el precio al que se valorará esa producción. El precio capturado —el precio medio del mercado ponderado por el perfil horario de inyección— puede diferir de forma significativa del precio medio general. Con mayor penetración renovable, la coincidencia de alta producción en ciertas horas presiona los precios a la baja. Ignorar ese efecto distorsiona por completo las previsiones de ingresos.
Financiar la complejidad: modelos que ya no pueden ignorar la batería
La inversión privada es imprescindible. Las ayudas públicas de Repoten 2 cubren solo una fracción de los 3.750 millones movilizados, y el resto debe financiarse con capital privado, lo que exige modelos financieros sólidos.
Cuando el proyecto incorpora almacenamiento, el modelo debe integrar fuentes de ingreso con lógicas distintas: generación renovable, arbitraje de precios y servicios de ajuste. La degradación de la batería, los ciclos de operación y una posible reposición de equipos también entran en la ecuación.
No basta con una previsión genérica del precio medio del mercado. Estimar perfiles horarios, precio capturado y comportamiento de la batería bajo distintos escenarios reduce la incertidumbre y facilita el diálogo con bancos, fondos e inversores.
Rediseñar para un sistema que ya no es el mismo
Repoten 2 no es solo un programa de renovación tecnológica. Es un indicador de hacia dónde se dirige la gestión de activos renovables en España.
Elegir la potencia condiciona el uso del punto de conexión. La capacidad de acceso influye en el dimensionamiento de la batería, y el tamaño del almacenamiento modifica los ingresos esperados. Todas las decisiones están encadenadas.
Vale la pena detenerse en esa cadena. Un parque eólico que se repotencia hoy no vuelve a ser el activo que era: pasa a operar en un sistema eléctrico con más renovables, más volatilidad de precios y más competencia por la red. La pregunta relevante ya no es cuántos megavatios caben, sino cómo producirá, cuándo venderá su energía y qué valor generará durante las próximas décadas. Esa es la lógica que Repoten 2 ha puesto sobre la mesa.