ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO Perspectivas para el almacenamiento en el sistema eléctrico ibérico en el horizonte 2020-2030 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. JAVIER REVUELTA PRINCIPAL CONSULTANT, RESPONSIBLE FOR BUSINESS DEVELOPMENT ON ENERGY MARKETS AND NETWORKS IN IBERIA AND LATIN AMERICA PÖYRY MANAGEMENT CONSULTING 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. La Figura 1 ilustra la evolución del mix de capacidad necesario en el sistema peninsular español para alcanzar los objetivos del PNIEC. 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. Pöyry 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. Pöyry 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 Pöyry 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 Pöyry, ninguna de las tecnologías de almacenamiento modelizadas sería rentable por mercado. Y esto tiene 1 BID3 (https://www.poyry.com/BID3) 2 Rango de Capex proyectados ilustrativos para el horizonte 2030. Figura 1 - Mix de capacidad objetivo del PNIEC Fuente: PNIEC (2025 y 2030), resto de años interpolados por Pöyry. 48 energética XXI · 191 · NOV19
Energetica magazines noviembre 2019
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