AleaSoft Energy Forecasting, 14 agosto 2026. Il MITECO ha assegnato 612 milioni di euro a 173 progetti di repowering eolico e modernizzazione idroelettrica nell’ambito del programma Repoten 2. Oltre la metà includerà accumulo ibridato, aggiungendo 2 GWh di nuova capacità. Il bando dimostra che oggi il rinnovo di un asset richiede di coordinare potenza, accumulo, accesso alla rete, prezzo catturato e finanziamento.
Un programma che accelera il rinnovo del parco rinnovabile spagnolo
Il secondo bando del programma di repowering circolare, Repoten 2, ha assegnato 612 milioni di euro di fondi NextGenEU del Piano di ripresa, trasformazione e resilienza (PRTR) a 173 progetti destinati al rinnovo di parchi eolici e impianti idroelettrici con una potenza fino a 50 MW. Gli aiuti, gestiti dall’IDAE, sosterranno 81 interventi di repowering eolico e 92 interventi di rinnovo tecnologico e ambientale presso centrali idroelettriche.
I progetti selezionati totalizzano 2433 MW di potenza eolica e 1091 MW di potenza idroelettrica, ossia oltre 3,5 GW di capacità di generazione associata agli impianti rinnovati. Mobiliteranno inoltre investimenti per quasi 3,75 miliardi di euro.
La Galizia guida il bando con 40 progetti, seguita da Castiglia e León, Castiglia-La Mancia, Andalusia e Aragona. Gli interventi dovranno essere completati entro il 30 giugno 2030, con la possibilità di prorogare la scadenza al 31 dicembre dello stesso anno. Questo orizzonte di realizzazione implica che le decisioni relative alla progettazione, all’accumulo di energia, all’accesso alla rete e al finanziamento debbano essere affrontate con largo anticipo.
Il repowering non riguarda più soltanto la sostituzione della turbina
L’immagine tradizionale del repowering poteva essere riassunta come la sostituzione delle vecchie turbine eoliche con un numero inferiore di macchine più grandi ed efficienti. Repoten 2 mostra la portata di questo processo. Circa 3000 vecchie turbine eoliche, con una potenza media di 790 kW, saranno sostituite da meno di 500 nuove unità, con una potenza media di 5 MW. La potenza media per turbina eolica aumenterà quindi di oltre sei volte.
Tuttavia, l’aumento della potenza installata è solo una parte della decisione. È inoltre necessario determinare quale potenza sia ottimale rispetto alla capacità di accesso alla rete disponibile, se convenga integrare l’accumulo, quali modifiche siano necessarie per i permessi di accesso e connessione e come gestire l’intero sistema per ottenere il massimo valore dalla produzione.
L’obiettivo non è più semplicemente installare il maggior numero possibile di megawatt. Si tratta di ottimizzare congiuntamente la risorsa rinnovabile, il sito, il punto di connessione e i ricavi attesi durante l’intera vita utile dell’asset.
L’accumulo ibridato acquista peso nella progettazione dei progetti
Il 53% dei progetti aggiudicatari include accumulo ibridato. Nel complesso aggiungeranno al sistema elettrico poco più di 2 GWh di nuova capacità di accumulo. Il dato non significa che una batteria sia necessaria in ogni repowering, ma riflette il fatto che l’accumulo è diventato parte delle decisioni da valutare fin dalle prime fasi di un progetto.
Il corretto dimensionamento dell’accumulo richiede di analizzarne insieme potenza e capacità, unitamente al profilo di produzione rinnovabile, alla capacità disponibile nel punto di connessione, ai differenziali di prezzo attesi, alla partecipazione ai servizi di bilanciamento, al numero di cicli e al degrado della batteria.
Una batteria consente di spostare parte della produzione dalle ore di minor valore verso momenti con prezzi più elevati e di sfruttare meglio una capacità limitata di accesso alla rete. Tuttavia, una batteria più grande non implica necessariamente una maggiore redditività. Il dimensionamento ottimale dipende dai prezzi futuri, dal profilo di generazione, dai vincoli di immissione e dalle opportunità di ricavo disponibili in ciascun mercato.
Il punto di connessione e il prezzo catturato cambiano l’analisi
Il repowering può aumentare significativamente la potenza installata di un parco eolico mentre la capacità di accesso alla rete rimane una risorsa limitata. A determinate condizioni, la normativa consente di aggiungere accumulo o altre tecnologie mediante ibridazione utilizzando lo stesso punto di connessione e la capacità di accesso già concessa, sebbene tali modifiche debbano rispettare le procedure e i requisiti previsti.
Ciò rende necessario confrontare diverse alternative. Un progetto può mantenere la propria capacità di accesso e gestire le limitazioni di immissione integrando l’accumulo per spostare l’energia, oppure può proporre modifiche ai permessi di accesso e connessione laddove siano tecnicamente e amministrativamente realizzabili.
Oltre all’energia che può essere immessa in rete, conta anche il prezzo al quale tale produzione sarà valorizzata. Il prezzo catturato riflette il prezzo medio di mercato ponderato in base al profilo orario di immissione dell’impianto e può differire notevolmente dal prezzo medio di mercato.
In un sistema con una crescente penetrazione della produzione eolica e fotovoltaica, la coincidenza di un’elevata produzione rinnovabile può spingere al ribasso i prezzi in alcune ore, esercitando una pressione negativa sul prezzo catturato. Le previsioni orarie dei prezzi e della produzione sono quindi essenziali per stimare l’evoluzione del prezzo catturato e dei ricavi di un asset sottoposto a repowering e il valore che l’accumulo può apportare.
Il finanziamento richiede di modellizzare un asset più complesso
I progetti selezionati nell’ambito di Repoten 2 mobiliteranno investimenti per quasi 3,75 miliardi di euro, ben al di sopra dell’importo degli aiuti concessi. Il finanziamento privato resterà quindi un elemento fondamentale per portare questi interventi fino alla messa in esercizio.
Quando il repowering incorpora l’accumulo, il modello finanziario deve rappresentare fonti di ricavo con caratteristiche diverse. Ai ricavi della generazione rinnovabile possono aggiungersi quelli derivanti dall’arbitraggio sui mercati dell’energia e dalla partecipazione della batteria ai servizi di bilanciamento, oltre a fattori quali il degrado, i cicli operativi e l’eventuale sostituzione delle apparecchiature durante la vita utile del progetto.
L’analisi della bancabilità richiede più di una previsione generica del prezzo medio di mercato. È necessario stimare il profilo orario dei ricavi, il prezzo catturato dalla generazione, le possibili limitazioni di immissione e il comportamento della batteria in diversi scenari di prezzo e volatilità.
Disporre di ipotesi coerenti per tutte queste variabili riduce l’incertezza del modello finanziario e consente di confrontare meglio le alternative progettuali prima di prendere decisioni di investimento e finanziamento.
Previsioni e simulazioni per prendere decisioni coerenti
Il repowering apre molte possibilità, ma impone anche decisioni strettamente correlate tra loro. La scelta della potenza del nuovo impianto condiziona l’utilizzo del punto di connessione. La capacità di accesso influenza il dimensionamento della batteria. Le dimensioni e la strategia operativa dell’accumulo modificano i ricavi attesi e, infine, tutti questi elementi determinano la redditività e il finanziamento del progetto.
Le previsioni orarie dei prezzi dei mercati elettrici e della produzione rinnovabile di AleaSoft Energy Forecasting consentono di analizzare queste decisioni in scenari a lungo termine, stimando il prezzo catturato, i ricavi attesi e l’effetto delle diverse configurazioni dell’asset.
Su questa base, le analisi di AleaStorage consentono di confrontare diversi dimensionamenti dell’accumulo di energia, simulare strategie di carica e scarica e stimare i ricavi ottenibili sia sui mercati dell’energia sia dai servizi di bilanciamento. L’integrazione di questi risultati nel modello finanziario aiuta a identificare la configurazione che genera il maggior valore e fornisce ipotesi coerenti per il dialogo con banche, fondi e investitori.
Il repowering non consiste soltanto nel sostituire una vecchia tecnologia con apparecchiature più efficienti. Significa riprogettare l’asset per un sistema elettrico diverso da quello esistente al momento della sua costruzione, tenendo conto fin dall’inizio di come produrrà, utilizzerà la rete, venderà la propria energia e genererà valore nei prossimi decenni.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting