Entrevista a Carlos Albero, director de Iberia de DNV
Coincidiendo con la celebración de WindEurope, nos reunimos en el stand de DNV con Carlos Albero, director de Iberia, para analizar los principales retos y tendencias de la energía eólica en un momento de plena madurez tecnológica, pero también de creciente complejidad regulatoria, financiera y de integración en red. A lo largo de la entrevista, Albero profundiza en el papel de la modelización avanzada, los gemelos digitales y la gestión integrada de datos como herramientas para reducir incertidumbres, los retos del repowering, la eólica marina y la aceptación social. Desde su experiencia, la clave sigue siendo reducir incertidumbres para garantizar financiación e inversión.
“Deberíamos contar con una capacidad de permisos mucho más rápida, de forma que pudiéramos implementar proyectos de una forma mucho más ágil”.
¿Cómo describiría actualmente el grado de desarrollo tecnológico de la energía eólica, tanto terrestre como marina, y cuáles considera que son los avances más relevantes alcanzados recientemente?
Yo creo que el grado tecnológico es muy avanzado. Se ha adelantado mucho en lo que es el diseño y, sobre todo, la optimización de las turbinas para que la energía eólica sea generada a un coste inferior al de los combustibles fósiles. Se ha desarrollado una cadena de valor que es capaz tanto de producir equipamiento como infraestructuras para la generación de una energía económicamente viable para los consumidores y rentable para los inversores. Eso es lo que la ha hecho exitosa tanto en el ámbito terrestre como en el marítimo.
En el caso del offshore, el bottom-fixed está ya muy desarrollado, aunque evidentemente no puede ser igual en precio que el onshore. Sin embargo, falta desarrollo en aerogeneradores flotantes en el mar.
La gran lección aprendida de onshore es que hay que ir a una producción mucho más seriada, mucho más industrial, y no tan diversificada en distintas opciones de turbinas, rotores, etcétera, porque eso te hace ser menos competitivo en el área industrial. Esa es la clave del desarrollo de la marina del futuro y, sobre todo, del floating.
Desde la perspectiva de DNV, ¿qué papel juegan las herramientas de modelización y análisis de datos en la optimización del diseño y rendimiento de parques eólicos?
Son hiperrelevantes. Si algo destaca en la eólica es que somos capaces de dar certidumbre en costes, producción e ingresos. Eso es lo que hace que el sector sea atractivo para la inversión.
Cuando tú haces la modelización de un parque, cuando analizas los datos antes de la construcción, cuando analizas el layout —es decir, dónde vas a colocar los aerogeneradores y cómo va a rendir ese parque— es muy importante hacerlo de la forma más certera posible.
Nosotros llevamos casi 50 años de aprendizaje en modelos aerodinámicos de los emplazamientos. Seguimos en constante aprendizaje, vamos refinando técnicas y metodologías, pero la última validación que hicimos nos lleva a decir que acertamos en un 95% de los escenarios, lo cual es muy relevante.
Ahora además estamos presentando la siguiente versión del resource panorama, que es lo que nos sirve para capturar la información de las torres meteorológicas y dar una modelización final todavía más afinada.
¿Cuáles son los principales factores que todavía limitan la competitividad de proyectos eólicos frente a otras tecnologías renovables?
Yo creo que, a día de hoy, son los permisos. A un proyecto eólico le cuesta entre siete y ocho años llegar a un estado de ready to build, mientras que uno fotovoltaico le cuesta cuatro o cinco. Es un desarrollo que lleva demasiado lastre administrativo.
Conocemos muy bien la tecnología, conocemos sus impactos —que los tiene— pero somos capaces de valorarlos y mitigarlos en muchos extremos. Con lo cual deberíamos contar con una capacidad de permisos mucho más rápida, de forma que pudiéramos implementar proyectos de una forma mucho más ágil.
En los procesos de auditoría y estudios previos que realiza DNV, ¿qué aspectos suelen representar las mayores incertidumbres o riesgos para los inversores en proyectos eólicos?
Sobre todo, el análisis de recurso eólico, el análisis de los contratos y el análisis de la tecnología. Esos son los tres pasos que se tienen que hacer en el proceso de auditoría técnica previa a la inversión, que al final es uno de nuestros productos estrella.
Después de evaluar los riesgos técnicos del parque, hay que evaluar también el riesgo de mercado (precio de la electricidad) y combinar ambos para estimar ingresos y rentabilidad. Y DNV hace las dos cosas: somos auditores técnicos y auditores de mercado.
Estamos viendo que hay que tener en cuenta los sesgos climáticos en tus series de precio, porque no se puede desacoplar lo uno de lo otro. Yo no puedo comparar una P50 de un parque, una serie de producción, con una serie de precios cualquiera. Es necesario que los dos estén acoplados, porque si no puedes sobreestimar o minusvalorar un emplazamiento en cuanto a los ingresos que genere.
La reducción de costes ha sido una constante en los últimos años. ¿En qué áreas tecnológicas ve todavía margen significativo de ahorro en la eólica?
Yo creo que el margen más claro está en el offshore flotante. La técnica está, pero lo que falta es industrialización y estandarización. Si queremos que la eólica marina flotante llegue a costes competitivos, tenemos que replicar el aprendizaje del onshore: producir en serie y reducir la diversificación excesiva. El camino es claramente la estandarización industrial y la creación de una cadena de suministro robusta.
“El camino para el impulso de la eólica flotante pasa por la estandarización industrial y la creación de una cadena de suministro robusta”.
Entiendo, entonces, que estos son los grandes retos de la eólica marina.
Ese es el reto principal. La técnica está, pero hace falta llevarla a escala industrial y para eso hace falta masa crítica, ya no solo de país. Distintos países tendrían que ponerse de acuerdo en dónde fabricar, cómo fabricar y cómo desarrollar ese floating.
Por ejemplo, en el sur de Europa podría ser Portugal, España, Francia, Italia y Grecia definiendo una estrategia común para desarrollar y fabricar componentes de eólica marina para el Mediterráneo o para el Atlántico. Necesitamos esa coordinación.
A partir de ahí, necesitas un régimen económico que haga atractivo el floating. Es verdad que ya hay parques comerciales, pero todavía no ha habido un despliegue grande. Las subastas de Francia y Reino Unido deberían ser un motor de llamada para esa industria.
En España tenemos zonas definidas por los POEM: Canarias, Galicia y el Golfo de León. Son zonas con potencial de recurso, pero también tiene que haber potencial de interconexión a la red, infraestructura portuaria y capacidad logística para dar servicio a esos proyectos.
¿Qué oportunidades y desafíos ve en el mercado de repowering?
Las oportunidades están claras: tienes emplazamientos ya caracterizados y parques ya existentes. Pero el desafío, otra vez, son los permisos.
En la repotenciación, la técnica está muy medida ya, pero hace falta que los permisos se acompasen a la técnica. Aunque tengas un parque asentado, está con unas características determinadas. Si tú cambias un parque necesitas tramitar un estudio de impacto ambiental. Hay muchos pasos y los promotores tienen que tener seguridad de que van a poder desarrollar ese parque.
Y además los criterios medioambientales de hace 20 años no son los de ahora. Esa es la gran diferencia.
¿Cómo afecta la volatilidad de los mercados de materias primas y de la cadena de suministro global a los costes de implementación y operación de parques eólicos? ¿Qué estrategias recomiendan para mitigarlos?
La eólica depende del acero, del cobre, de las tierras raras, de la fibra de vidrio, de la fibra de carbono… y no estamos exentos de la volatilidad de esos componentes, ni de su dependencia a veces de mercados como el de los combustibles fósiles.
También nos afectan los costes de logística. Eso está poniendo incertidumbre a la hora de calcular proyectos, porque alguien que pone una oferta necesita certidumbre en sus costes y los fabricantes muchas veces no se la pueden dar.
Eso afecta directamente a la toma de decisiones, porque introduce incertidumbre financiera en el CAPEX y en los plazos.
¿Cómo influye la evolución de los estándares y certificaciones internacionales (incluida la certificación DNV) en la reducción de riesgos y atracción de capital en proyectos eólicos?
Todo se acompasa al ritmo de la demanda del mercado. Si el mercado demanda turbinas más grandes y más complejas, nosotros tenemos que acompasar los requerimientos de la certificación.
Hoy es especialmente relevante todo lo relacionado con los requerimientos de red, desde el Grid Code Compliance hasta las NTS españolas, sobre todo a la hora de conectar nueva generación a la red. No es un problema insalvable: se puede superar. Pero tiene que haber una petición clara, es decir, que los proyectos tengan claro qué se les exige. Seguramente las máquinas, tanto eólicas como fotovoltaicas, serán capaces de cumplirlo porque tienen suficiente electrónica de potencia. Ahora bien, tiene que haber un requerimiento definido y, sobre todo, una línea de ingresos clara por cumplir esos requerimientos.
¿Qué tendencias tecnológicas emergentes cree que tendrán mayor impacto en los próximos años?
Las tendencias tecnológicas emergentes, como los gemelos digitales y la inteligencia aplicada al mantenimiento, continúan plenamente vigentes en el sector. Sin embargo, el enfoque está evolucionando hacia una fase más avanzada que trasciende el mantenimiento predictivo. Actualmente, el desarrollo se orienta hacia la integración de modelos digitales capaces de interactuar entre sí, permitiendo no solo optimizar la operación de los activos, sino también influir en la generación de precios y en la coordinación entre distintos elementos del sistema eléctrico.
En este contexto, se está trabajando especialmente en el acoplamiento entre modelos digitales de aerogeneradores y de la red eléctrica. Esta aproximación permite simular de forma precisa el comportamiento del sistema en su conjunto. En nuestro caso, disponemos ya de modelos digitales tanto de parques eólicos como de la red eléctrica española, lo que nos permite estimar, por ejemplo, el nivel de curtailment que puede sufrir un proyecto en un punto concreto de conexión. De este modo, es posible realizar un dimensionamiento más ajustado de cada iniciativa en función de las restricciones reales de la red en cada nudo.
Desde la consultoría, ¿qué incertidumbres regulatorias cree que pueden afectar más a la planificación de nuevos proyectos eólicos en España y Europa en el corto y medio plazo?
Lo principal sigue siendo el tema de permisos, pero también la planificación energética. Necesitamos una señal más clara de dónde queremos ir.
El PNIEC, a día de hoy, no lo vamos a cumplir. Tiene una vertical de demanda, una vertical de generación renovable y una vertical de almacenamiento. Está claro que en almacenamiento no llegamos, en fotovoltaica posiblemente sí lleguemos, pero en eólica vamos muy retrasados y no creo que tengamos forma de recuperarla.
Además, necesitamos que haya mayor electrificación para poder incrementar la demanda y que se acoja más energía renovable.
Otro de los retos del sistema energético actual es la integración de las renovables en un escenario de cierre progresivo de la generación nuclear. A medida que se avanza en el “phase out” de las centrales nucleares, es necesario que esta capacidad firme sea sustituida por nueva potencia renovable, sin comprometer en ningún caso la seguridad y la estabilidad del sistema eléctrico. Este proceso implica no solo un aumento de la capacidad instalada de renovables, sino también un despliegue significativo de soluciones de almacenamiento energético y, sobre todo, de tecnologías que permitan gestionar el sistema. Es decir, herramientas que permitan adaptar en tiempo real la generación y la demanda para compensar la variabilidad propia de las fuentes renovables.
“Necesitamos que haya mayor electrificación para poder incrementar la demanda y que se acoja más energía renovable”
El almacenamiento es ya el gran debate del sector. ¿Qué condiciones deben darse para que el despliegue sea masivo y financiable?
El reto es asegurar que el almacenamiento tenga ingresos que faciliten su financiación, tanto desde mercados de capacidad como desde ingresos de mercado.
Si no somos capaces de mitigar el riesgo de mercado en las operaciones de almacenamiento, las entidades financieras entrarán en una parte muy minoritaria, que no será suficiente para que los promotores pongan el resto de equity y lleguen a la instalación.
Hablemos ahora de la aceptación social de los parques eólicos. ¿Cómo afecta la oposición de comunidades locales a la viabilidad de los proyectos y a la percepción de riesgo por parte de los inversores? ¿Qué estrategias propondría para mejorar la aceptación social y reducir incertidumbres?
Yo creo que no debería ser una barrera. Deberíamos ser capaces de explicar los valores añadidos que tienen las energías renovables para el entorno local.
Es indudable que tienen impactos, no hay nada que tenga un impacto cero. Pero también lleva trabajos, estabilidad de población e ingresos a los municipios donde están implantados. Eso redunda en que la calidad de vida de esas poblaciones mejore y fije población. Tenemos que ser capaces de transmitir esos valores.
Para terminar, ¿qué mensaje le gustaría destacar sobre el papel de DNV en el desarrollo de la eólica?
Sobre todo, me gustaría destacar que DNV aporta solidez e independencia en la evaluación de proyectos, tanto de eólica como de cualquier tecnología renovable.
Y, en particular, me gustaría subrayar el acople con los modelos de mercado, que es una parte más desconocida y que queremos desarrollar mucho más, porque creemos que tenemos un valor añadido profundo en unir las dos partes.
