El informe Hibridación en la Generación Renovable ha sido presentado on line por Lucía Dólera, directora de Proyectos de APPA Renovables, y Jaime Moretón, manager de Energy & Utilities de Everis, y en el se hace un amplio repaso de los beneficios que aporta la hibridación de renovables, sujeta a varias posibilidades (como eólica y fotovoltaica o biomasa y tecnologías y tecnologías solares, por ejemplo) y los retos que hay que vencer para convertir esta opción en una realidad habitual.
"El sector energético se encuentra inmerso en una profunda transición, de la que el mix eléctrico constituye uno de los máximos exponentes", subrayan desde APPA en un comunicado. "El objetivo del 74% de generación renovable para 2030 plantea determinados retos como el de la gestionabilidad del sistema o el uso óptimo de las redes existentes. La hibridación constituye una magnífica herramienta para reducir los costes de los futuros proyectos y combinar tecnologías renovables para minimizar su impacto medioambiental y reducir el número de puntos de conexión".
Qué aporta la hibridación al sistema eléctrico
Respecto a los beneficios, sus autores explican que la hibridación permite aprovechar mejor el terreno donde se ubican las plantas, reduciendo de esta manera su impacto ambiental; se ahorra en infraestructura eléctrica (líneas, subestaciones, transformadores…); se mejora la calidad y estabilidad del suministro, tanto horario como estacional; se reduce el riesgo de sobrecargas y restricciones técnicas en la red; y se acota el número de solicitudes de puntos de acceso y conexión, "algo muy importante en el actual escenario de desequilibrio entre estos puntos y las necesidades reales de nueva potencia para alcanzar los objetivos", según subrayan desde APPA.
De cara a los futuros proyectos, la hibridación, en sus distintas formas, introduciría también ventajas claras, tanto operativas como económicas, como la optimización de la capacidad de evacuación, que se traduciría en una mayor garantía de potencia disponible en el punto de conexión y la posibilidad de generar ingresos adicionales mediante la participación en mercados de ajuste. Asimismo, se simplificacarían las tramitaciones, se reduciría el tiempo de desarrollo de los proyectos y se lograría importante ahorros en CAPEX (gasto en capital) y OPEX (gasto operativo).
Los ahorros han sido evaluados en el informe sobre distintos proyectos reales. En los ejemplos analizados, el ahorro del CAPEX se situaría en el rango del 10-12% y el ahorro del OPEX en el 10-15%. Estos ahorros se producen en equipos e infraestructuras de conexión a red y en costes en infraestructura y obra civil. Además, se optimizan los costes de operación y mantenimiento, y también los costes asociados al desarrollo de negocio.
Retos
El capítulo 5 del informe, íntegramente dedicado al análisis regulatorio, muestra que uno de los principales retos a abordar es la creación de un marco regulatorio propio y en detalle que simplifique la tramitación y facilite la participación en mercados de regulación secundaria o servicios de ajuste, una vía que permitiría aumentar los ingresos de estos proyectos.
A fecha de hoy, la hibridación eléctrica renovable no está contemplada de forma explícita ni a nivel técnico, ni a la hora de establecer objetivos o incentivos de renovación del parque de generación, ni como solución tecnológica que incremente la flexibilidad de la red en el lado de la generación. Pero sí está permitida, al estar reglamentado los requerimientos de conexión de red necesarios al añadir nuevos módulos de generación a un parque existente.
Francia, Irlanda, Grecia o Reino Unido son algunos países europeos que ya están introduciendo cambios normativos para facilitar la integración de las instalaciones híbridas en los sistemas eléctricos.
En España, hasta la aprobación del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, el concepto de instalación híbrida estaba acotado a dos tipologías muy concretas: instalaciones de generación eléctrica o de cogeneración que combinaban combustibles con origen en la biomasa (hibridación tipo 1) o instalaciones que hibridaban termosolar con biomasa (hibridación tipo 2).
El RD señalado introduce modificaciones, que implican el reconocimiento de las instalaciones híbridas como la combinación de dos módulos de generación de tecnología renovable. La modificación no incluye, sin embargo, a la hibridación con unidades de almacenamiento. Algo que, de acuerdo con APPA, "genera un vacío que deberá ser abordado en futuras regulaciones de las tecnologías de almacenamiento".
De acuerdo con la asociación, otros de los retos que presenta la hibridación a futuro están relacionadas con el acceso y la conexión, ya que aún prevalece la limitación de la potencia instalada al 50% de la capacidad de la línea, limitando la posibilidad de instalar nueva potencia; la seguridad regulatoria que permitiese una mayor visibilidad del retorno de la inversión; o la disponibilidad local de recursos renovables concurrentes.
Por todo ello, desde APPA Renovables piden, entre otras cosas, el desarrollo del régimen jurídico para las instalaciones híbridas, que se simplifique la tramitación administrativa, eliminar las limitaciones sobre la potencia instalada, la participación del almacenamiento en los servicios de ajuste y que se actualicen los combustibles que pueden ser usados en el almacenamiento, especialmente para apoyar a la instalación de módulos de almacenamiento que usen hidrógeno verde como combustible.
Tecnologías analizadas en el informe
El estudio analiza la hibridación de las siguientes tecnologías renovables:
• Eólica y fotovoltaica. Pese a que ambas tecnologías se basan en recursos no gestionables, sus perfiles de generación presentan una buena complementariedad tanto a escala horaria como a escala mensual. Actualmente ya existen proyectos híbridos de eólica y fotovoltaica en operación en países como Australia, India, EEUU y China, muchos de los cuales incorporan sistemas de almacenamiento. En Europea también existen proyectos de hibridación con eólica y fotovoltaica, en construcción o en operación, destacando lo desarrollados por Vattenfall. En España, los proyectos existentes son pequeños o están en modo de prueba.
• Minihidráulica y fotovoltaica. El perfil de las centrales minihidráulicas puede ser muy irregular y depende en gran medida de los niveles de hidraulicidad y del caudal de los ríos y canales de los que se nutre, especialmente en las de tipo fluyente. En este sentido, la reducción de recursos hídricos en años de sequía (como por ejemplo ocurrió en 2017), disminuye en gran medida las horas equivalentes de funcionamiento de las centrales existentes, por lo que la hibridación de instalaciones minihidráulicas con centrales fotovoltaicas podría constituir una solución a esta problemática, mejorando el factor de carga e incrementando las horas en que el conjunto de la instalación vierte energía en su punto de conexión a la red.
• Biomasa y solar (fotovoltaica o termosolar). Las centrales solares, ya sean fotovoltaicas o termosolares, poseen perfiles de generación asociados al recurso solar. Por contra, las tecnologías basadas en la combustión de la biomasa son tan gestionables como cualquier central térmica convencional, y su perfil de generación se vería únicamente acotado por el suministro de combustible o por las horas máximas de funcionamiento establecidas en la regulación, las cuales han sido recientemente ampliadas de 6.500 a 7.500 horas. La hibridación de ambas tecnologías permitiría trabajar en régimen continuo de operación, utilizando la energía solar durante el día y la combustión de biomasa durante la noche.
• Hibridación de renovable y almacenamiento. Los sistemas de almacenamiento, aunque dependen de la generación renovable en su carga, son completamente gestionables en su descarga. En consecuencia, al hibridar una o varias tecnologías renovables con una tecnología de almacenamiento, no sólo se adquiere capacidad de gestión de la instalación, sino que también se incrementa su eficiencia, se aplana su perfil de generación y se maximiza el aprovechamiento del recurso natural, pudiendo desplazar los excedentes de generación de momentos de máxima disponibilidad de recurso y baja demanda a momentos de pico de demanda y escasa disponibilidad de recurso.
