Análisis técnico-económico de la hibridación de un parque eólico con una central de bombeo hidráulico ya existente

Abstract

Los puntos de conexión a la red se han convertido en uno de los recursos más escasos del sistema eléctrico español: buena parte de los nudos con buen recurso renovable están saturados y su capacidad solo se asigna por concurso. Al mismo tiempo, el país cuenta con unos 6GW de bombeo hidráulico repartidos en 18 centrales, infraestructuras maduras con conexiones consolidadas y parcialmente infrautilizadas. Este trabajo explora la intersección de ambos hechos: utilizar la figura legal de la hibridación para instalar un parque eólico de nueva construcción sobre la conexión de una central de bombeo existente, y comprobar, con un caso real llevado hasta el detalle económico, si esa vía es rentable. El caso elegido, tras cribar las centrales de bombeo españolas por potencia, nudo y recurso eólico del entorno, es Tajo de la Encantada (Endesa, 360 MW, El Chorro, Málaga). Su nudo de 220 kV está saturado, pero el artículo 27 del RD 1183/2020 permite al titular actualizar su permiso de acceso para incorporar otra tecnología en el mismo punto, sin concurso: es la única puerta de entrada realista y la clave jurídica de todo el proyecto. Sobre las lomas agrícolas del Valle de Abdalajís se dimensiona un parque de 12 aerogeneradores Vestas V117 de 4 MW, 48 MW en total, deliberadamente por debajo del umbral de 50 MW para que la tramitación completa sea autonómica. Con el recurso del Global Wind Atlas, la producción vendida estimada asciende a 165,4 GWh anuales, unas 3.460 horas equivalentes. La evaluación económica se apoya en tres pilares construidos de forma independiente. Los ingresos suman la venta a mercado, neta de impuestos y peajes, y un excedente por arbitraje con el bombeo, que absorbe energía eólica en horas valle y la devuelve en horas punta con un rendimiento del 75%: 3,23M€ anuales adicionales sobre los 10,20M€ de la venta directa. La inversión, 65,6M€ (1,37M€/MW), se desglosa partida a partida a partir de presupuestos reales de proyectos españoles publicados en el BOE, incluida la evacuación compartida. Y los costes de explotación, 2,38M€ al año, se contrastan con referencias del propio fabricante y del sector. Con ello se monta un modelo de flujos de caja a 25 años en euros constantes, descontado a una tasa real del 4,5%. El resultado es una inversión sólida, cuyas cifras esenciales resume la figura siguiente. Con un coste de la energía de 41,1€/MWh frente a un ingreso medio de 81,2, el proyecto crea valor con gran holgura. Y consciente de que el Global Wind Atlas tiende a sobreestimar el viento en terreno complejo, el análisis de sensibilidad convierte esa debilidad en su eje central: incluso recortando la velocidad un 10 % (un 17 % menos de producción) la rentabilidad se mantiene en dos dígitos; la producción tendría que caer un 45 %, o la obra más que duplicar su coste, para anular el valor del proyecto; y aun suprimiendo por completo el arbitraje, la TIR seguiría siendo del 8,9 %. Se concluye que la hibridación actúa como una triple palanca, de acceso, de inversión y de ingresos, que convierte un buen emplazamiento eólico en un proyecto excelente, con un beneficio colectivo añadido de más de 42.000 toneladas de CO2 evitadas al año y unos 13M€ de retorno para la comarca durante la vida útil. La única condición que el propio trabajo impone a la decisión de inversión es previa y de sentido común: medir el viento sobre el terreno durante 12-24 meses para confirmar la estimación preliminar del atlas.Grid connection points have become one of the scarcest resources of the Spanish power system: many of the nodes with good renewable resources are saturated, and their capacity is only awarded through tenders. At the same time, the country operates some 6GW of pumped-storage hydropower across 18 plants, mature facilities with consolidated and partly underused grid connections. This thesis explores the intersection of both facts: using the legal mechanism of hybridization to install new wind generation on the connection of an existing pumped-storage plant, and testing, through a real case developed down to full economic detail, whether that route is profitable. After screening the Spanish pumped-storage fleet by capacity, grid node and surrounding wind resource, the chosen case is Tajo de la Encantada (Endesa, 360MW, El Chorro, Málaga). Its 220kV node is saturated, but Article 27 of Royal Decree 1183/2020 allows the plant owner to update its access permit and add another technology at the same connection point without entering a tender: this is the only realistic way in and the legal cornerstone of the whole project. On the farming hills of Valle de Abdalajís, a wind farm of 12 Vestas V117 4MW turbines is designed, 48MW in total, deliberately below the 50MW threshold so that the entire permitting process remains at regional level. Using the Global Wind Atlas resource, the estimated net production is 165.4 GWh per year, around 3,460 equivalent hours. The economic assessment rests on three independently built pillars. Revenues combine market sales, net of taxes and grid fees, with an arbitrage surplus obtained with the pumped storage plant, which absorbs wind energy in off-peak hours and returns it at peak hours with a 75% round-trip efficiency: an additional €3.23M per year on top of €10.20M of direct sales. The investment, €65.6M (€1.37M/MW), is broken down item by item using real budgets of Spanish projects published in the Official Gazette, including the shared evacuation infrastructure. Operating costs, €2.38M per year, are benchmarked against manufacturer and industry references. On this basis, a 25-year cash-flow model in constant euros is built and discounted at a 4.5% real rate. The outcome is a sound investment, whose essential figures are summarized in the chart below. With an energy cost of €41.1/MWh against an average revenue of €81.2/MWh, the project creates value with a wide margin. Aware that the Global Wind Atlas tends to overestimate wind speeds in complex terrain, the sensitivity analysis turns that weakness into its central axis: even after cutting wind speed by 10% (17% less production), profitability remains in double digits; production would have to fall by 45%, or construction costs more than double, to wipe out the project's value; and even with the arbitrage income entirely removed, the IRR would still stand at 8.9%. The thesis concludes that hybridization works as a triple lever, of access, of investment and of revenue, turning a good wind site into an excellent project, with an added collective benefit of over 42,000 tons of CO2 avoided per year and some €13M returned to the local area over the project's lifetime. The only condition the work itself attaches to the investment decision is prior and common-sense: measuring the wind on site for 12-24 months to confirm the preliminary atlas estimate.