El desarrollo de almacenamiento a gran escala es clave para facilitar el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de penetración renovable a 2030 en España. Urge desarrollar un marco normativo para incentivarlo.
La contribución propuesta por España en su borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2030, pendiente de ratificación en los próximos días, ha sido de 42% tras la llegada al Gobierno de un equipo claramente
comprometido con la transición ecológica. Este ambicioso objetivo de 42% sobre la energía final implica un 74% de renovables en el sector eléctrico a nivel nacional, ya que los otros sectores consumidores de energía final, el Transporte y el calor y frío (principalmente gas para calefacción y procesos industriales) son más difíciles de ‘renovabilizar’ y parten de niveles mucho más bajos, gracias principalmente a la contribución de la biomasa y los biocombustibles. A su vez este objetivo nacional se traduce en 77% para el sistema peninsular, por la menor contribución alcanzable en los sistemas extrapeninsulares.
El reto es teóricamente factible, pero ciertamente muy ambicioso desde todos los puntos de vista: técnico por la exigente operación de un sistema tan intermitente, financiero por la necesidad de movilización
de tanto capital, económico por los inciertos impactos en los precios del mercado eléctrico, administrativo por la avalancha de proyectos que tramitar, y regulatorio por las necesarias adaptaciones normativas de calado. Se precisa en promedio unos 6GW/año de nueva potencia fotovoltaica, eólica y termosolar, nivel superior al de cualquier año histórico, mantenido durante toda una década. Ahí es nada.
El almacenamiento incide principalmente en facilitar los retos técnicos, por su contribución a disminuir excedentes en determinadas horas (los denominados ‘vertidos de energías renovables’) y devolverlos al sistema cuando la demanda es elevada y los precios son más caros. En definitiva, el almacenamiento traslada intermitente generación renovable de unas horas con sobrantes a otras horas con faltantes, facilita la operación del parque térmico a cargas más estables, y reduce los diferenciales de precio entre horas punta y horas valle.
Pero el desarrollo del almacenamiento no está libre de sus propios retos. Afry plantea algunas preguntas, y propone algunas respuestas.
¿Es rentable el almacenamiento?
Los ingresos del almacenamiento son actualmente el arbitraje de precios en el mercado diario (el ‘pool’), y la participación en los ‘servicios complementarios’ que gestiona el operador del sistema REE. Afry ha modelizado los ingresos esperados por mercado diario en años futuros con su modelo de mercado1, para años futuros desde 2030 como referencia, y en escenarios de cumplimiento del PNIEC.
La modelización horaria del mercado permite analizar los ingresos por arbitraje de precios. Se proyectan numerosas horas de carga a precios bajos, y descarga a precios de venta más altos. No obstante, las rachas de precios bajos con frecuencia superan las 2 e incluso 4 horas consecutivas, por lo que baterías pequeñas no son capaces de aprovechar la totalidad de horas baratas. Por otra parte, rara vez se dan precios muy bajos para la carga seguidos de precios muy altos para la descarga, por lo que los márgenes brutos anuales no son tan elevados como la intuición sugiere.
Las proyecciones de los ingresos por mercado diario que modeliza Afry en el año 2030, en escenarios de cumplimiento del PNIEC, han sido contrastadas con los ingresos anuales medios necesarios para viabilizar económicamente proyectos de almacenamiento, a partir de sus Capex proyectados y las TIR esperables2. La diferencia entre los ingresos por mercado diario, y la anualidad de ingresos necesarios, si es que ésta es negativa, es denominada ‘missing money’, y corresponde a los ingresos adicionales necesarios por cualquier otra vía.
Tal como ilustrado en la Figura 2, cabe destacar que ante las hipótesis ilustrativas de Capex, y numerosas hipótesis adicionales en la modelización del mercado realizada por Afry, ninguna de las tecnologías de almacenamiento modelizadas sería rentable por mercado. Y esto tiene implicaciones importantes económicas y regulatorias.
Lo anterior sugiere claramente que sin mecanismos de ingreso adicional, el almacenamiento mayorista no se desarrollaría durante toda la década 2020-2030. Por ello el Gobierno trabaja en el desarrollo de un marco normativo para el almacenamiento, según señala el Borrador de Ley de Transición Ecológica, que permita desarrollar mecanismos competitivos para incentivarlo.
Esta tarea no será sencilla, pues implica definir a nivel regulatorio la figura actualmente inexistente del ‘almacenamiento’, con probables cambios de calado, compatibles con:
Habida cuenta de que los cambios de calado requieren aprobación parlamentaria y los pertinentes trámites de audiencia, información del Consejo Consultivo del Sector Eléctrico, opinión de la Comisión Nacional de Mercados y Competencia, y validación europea, una vez acordado el marco que nos interesa y que aún no tenemos claro a nivel nacional… no parece probable tener dicho marco antes de 2 a 3 años. Sea cual fuere el tiempo que nos lleve desarrollar dicho marco, y las posteriores subastas de capacidad de almacenamiento o proceso competitivo
equivalente, ése será el inicio del desarrollo de los proyectos de almacenamiento concretos que mejor y más barato se adapten al producto de almacenamiento subastado. Los tiempos de desarrollo de distintas tecnologías pueden jugar un papel importante, más allá del posible menor ‘missing money’.
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¿Cuánto almacenamiento y de qué tipo?
Afry ha analizado el funcionamiento del mercado eléctrico para distintos volúmenes (1GW y 5GW) y distintas tecnologías (baterías de 2 horas, baterías de 4 horas, bombeos puros de 10 horas, y plantas termosolares con almacenamiento de 9 horas). En todos los escenarios se ha buscado alcanzar el mismo objetivo de 77% de penetración renovable eléctrica, completando con potencia eólica y solar para compensar los mencionados vertidos. Se han analizado los impactos en la potencia de respaldo de potencia firme, tanto a ciclos combinados como a plantas nucleares que no pudieran cubrir sus costes en entornos de precios muy bajos.
Por último, se han analizado los ‘incentivos’ (si fueran necesarios) para el desarrollo de las capacidades renovables objetivo y para distintas opciones de almacenamiento. La Figura 3 muestra los resultados de costes totales del sistema. Esta figura muestra cómo escenarios de mayor capacidad de almacenamiento incrementan los incentivos necesarios al almacenamiento, pero reducen los incentivos necesarios a la nueva potencia renovable adicional.
Esto último se debe a la menor potencia a instalar por mayor aprovechamiento de la existente, combinado con menores incentivos por megavatio/hora producido dados los mayores precios obtenidos por mercado.
Del análisis previo, con la precaución de las numerosas hipótesis que se deberían sensibilizar, se extraen algunos mensajes de interés:
El óptimo almacenamiento del sistema parece ser de al menos 5GW, posiblemente en el entorno de los 5 a 10 gigavatios.
Los escenarios de baterías de 4 horas conllevan menores costes totales que los de baterías de 2 horas, a pesar del mayor Capex de baterías ‘grandes’ frente a baterías ‘pequeñas’. Entre otros factores, sólo baterías de 4 horas permiten reducir la potencia de respaldo.
La tecnología termosolar con nuevos diseños que le permiten no producir en horas solares, presenta prometedores impactos para los costes del sistema, siempre que proporcione elevados ‘load factor’ próximos a 4.000 horas y con una importante reducción de Capex frente a los valores actuales.
Este artículo no ha comentado otros elementos a considerar como las posibles contribuciones a los servicios complementarios de distintas tecnologías, los tiempos de desarrollo, o las vidas útiles y el impacto del mercado en el largo plazo… ¡para futuras ediciones!