El impulso de la inversión en baterías se ha aceleró en 2020 y está tendencia se está viendo prolongada durante 2021. El Reino Unido se encuentra a la cabeza de este movimiento hacia el almacenamiento y su gestión gracias al establecimiento de una fuente de ingresos relativamente madura. Pero otros mercados, como Alemania, Italia y España, le siguen ahora.
La penetración de las energías renovables, la reducción de costes, la retirada de la capacidad firme y las necesidades de estabilidad de la red, combinadas con una regulación adecuada, son los principales impulsores del desarrollo de baterías, lo que ha permitido el despliegue de más de 1,2 GW de baterías sólo en Alemania y Gran Bretaña, tanto en instalaciones de autoconsumo como a gran escala.
El mercado ibérico no ha encontrado la necesidad de incentivar la integración de las baterías en el sistema eléctrico hasta ahora. Los acontecimientos que se han ido sucediendo años atrás han desencadenado el aumento de la penetración de las energías renovables y la canibalización de los precios, agentes catalizadores para que las baterías comiencen a tener un papel protagonista en el sector.
La Estrategia de Almacenamiento de Energía espera contar con una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 20 GW para 2030 y 30 GW para 2050, considerando tanto el almacenamiento a gran escala como el distribuido, esperando alcanzarse para 2030 unos 400 MW behind-the-meter.
Las reducciones de costes han sido significativas hasta ahora y se espera que continúe esta tendencia, permitiendo un desarrollo de proyectos al respecto a mayor escala y en unos tiempos de ejecución inferiores. La experiencia reciente en Europa, Australia y Estados Unidos ha demostrado que el mercado está dispuesto a asumir estas inversiones sobre una base comercial con un flujo de ingresos adecuado.
Este panorama de estímulos puede apoyar los modelos de negocio de la empresa que apuestan por este nicho, pero es necesario abordar las barreras regulatorias y de mercado para permitir que las baterías moneticen los múltiples servicios que pueden proporcionar.
Tanto La Estrategia de Almacenamiento de Energía como El Plan de Energía y Clima 2021-2020 (PNIEC) y la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo definen el almacenamiento como una herramienta clave para dotar de flexibilidad al sistema eléctrico para soportar el importante crecimiento de la generación renovable.
¿Qué es lo que está en curso en España?
- La Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC) ha propuesto unos peajes y cargos similares para el almacenamiento que para otros generadores como el de bombeo. En cuanto a peajes de red, las baterías conectadas a transporte y distribución ya se les exime de su pago. Y, en cuanto a cargos, que por fín irán por separado, se excluye a almacenamiento y bombeos en su conjunto.
- Se espera que los procedimientos operativos que incluyen el almacenamiento y la respuesta a la demanda en los mercados de equilibrio se aprueben este.
- El Real Decreto-ley 23/2020, expone la necesidad de impulsar la transición energética y reactivación económica, donde se aprueban medidas en el ámbito energético para ello y se introduce el papel del almacenamiento en el panorama regulatorio nacional.
- El Nuevo Régimen Económico de Energías Renovables (REER), propone incluir también el almacenamiento.
- El Real Decreto de Acceso y Conexión está a punto de ser aprobado en 2021, tras ser ya publicada la propuesta, con el cual se regula el almacenamiento y se establecen exenciones para el autoconsumo y simplificación de trámites en apoyo a la hibridación.
¿Qué es lo que queda pendiente?
- Definición de unas fuentes de ingresos sólidas no solo de las baterías, sino en su conjunto de la flexibilidad de los recursos del consumidor. Se esta barajando la posibilidad de un mercado de capacidad, lo que supondría incluso servicios especificos para este, o enfocados solo en almacenamiento con el fin de promover la inversion en los mismos.
- Definición de nuevos servicios, como el control de la tensión, el arranque en negro o el sistema automático de reducción de potencia.
- Hoja de ruta de los antiguos servicios auxiliares a los servicios de equilibrio, los servicios no relacionados con la frecuencia y el red.
Una vez desarrollada e implementada una regulación consistente los servicios que el almacenamiento podrá ofrecer serán múltiples. Entre ellos cabe destacar:
Arranque en negro
Arranque en negro: servicio auxiliar utilizado para restablecer el sistema tras un apagón.
Sustitución de la Regulación primaria
Liberación de la capacidad de una planta que, de otro modo, estaría bloqueada para la provisión de reserva primaria obligatoria.
Adecuación de recursos
Pago de capacidad reconocido por la contribución a la adecuación del sistema.
Reserva de operativa
Servicio auxiliar: reserva proporcionada en línea de los recursos de la unidad de rampa rápida.
Capacidad de pico
Mecanismo de remuneración que incentiva la producción de energía durante horas específicas.
Regulación de frecuencia
Servicio auxiliar: servicio de regulación de la frecuencia utilizado para controlar la frecuencia de la red dentro de las bandas operativas.
Reducción del riesgo de base
Mitigación del riesgo de base entre el precio nodal y el precio del centro de operaciones con liquidez más cercano mediante la transferencia de energía al diferencial de precio mínimo.
Reducción de los costes de desequilibrio
Compensación de las desviaciones entre la previsión y la producción real en tiempo real para minimizar los gastos de equilibrio.
Evitar las restricciones
Recuperación de la producción de la planta que, de otro modo, se perdería durante un evento de restricción de la red.
Fijación del perfil
Adaptación temporal del perfil de carga del demandante.
Desplazamiento de energía
Desplazamiento de la producción de la planta a las horas de precio alto.
En conclusión, con la integración de baterías en el sistema eléctrico se fomenta una mayor creación de valor para los servicios que requieren gran flexibilidad y capacidad de respuesta rápida. Pudiendo ser aplicados estos servicios para reserva, arbitraje, mejora de la eficiencia, pago por capacidad o regulación de la frecuencia.
A pesar de los ambiciosos objetivos entorno a las energías renovables y almacenamiento establecidos en las hojas de ruta de descarbonización de la península ibérica , la actual cartera de activos de baterías en España y Portugal palidece en comparación con sus vecinos europeos.
A lo largo del continente europeo, los primeros en adoptar los proyectos de baterías dependían en gran medida de los lucrativos y financiables flujos de ingresos procedentes de los contratos del mercado auxiliar y de capacidad. Sin embargo, se espera que estos ingresos disminuyan a medida que el crecimiento de las baterías sature el mercado. Las perspectivas a largo plazo de las baterías dependerán, por tanto, de los modelos de negocio de arbitraje energético, que pueden resultar difíciles en los mercados con alta penetración de activos hidroeléctricos.
En la península Iberica, los mercados mayoristas, auxiliares y los futuros mercados locales serán las fuentes de ingresos dominantes para las baterías. Estos mercados serán cada vez más atractivos a medida que el crecimiento previsto de las energías renovables provoque una mayor volatilidad de los precios mayoristas y de equilibrio y mayores oportunidades de participar en los mercados de reserva. Garantizar el funcionamiento abierto y transparente de estos mercados es clave para liberar el verdadero potencial económico y técnico de las baterías.
Desde olivoENERGY, abogamos por situar al consumidor en el centro del sector eléctrico llevado a cabo a través de una transición sostenible hacia la descarbonización, siendo la integración del almacenamiento una piedra angular en este proceso, por ello nos mantenemos a la vanguardia de los cambios regulatorios y en los mercados con el fin de aterrizar la transición energética en los modelos de negocio de nuestros clientes.
Por Antonio Luis Amaro Pulgarín
Energy Transition Analyst en olivoENERGY
