ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO 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: • Las indicaciones del Paquete Legislativo de Invierno (‘Winter Package’, o ‘Clean Energy Package’, o ‘Third Energy Package’), con numerosas indicaciones sobre el funcionamiento del mercado eléctrico y la integración europea. • El marco de las ‘Ayudas de Estado’, que buscan evitar políticas anticompetitivas entre Estados Miembro. • Y la normativa nacional, partiendo desde la propia Ley del Sector Eléctrico y normativa de rango inferior, hasta el detalle del encaje con todo el almacenamiento existente que vive de diferenciales de precio y sin incentivos. 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’. ¿Cuánto almacenamiento y de qué tipo? Pöyry 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! �� Figura 2 – ‘Missing money’ de distintas tecnologías de almacenamiento en el mercado ibérico. Fuente: Pöyry. Valores indicativos para proyecciones de Capex e ingresos en 2030. Figura 3 – Costes totales del sistema (1.000 millones de euros). Fuente: Pöyry. Valores indicativos en 2030. energética XXI · 191 · NOV19 49
Energetica magazines noviembre 2019
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