Análisis técnico, regulatorio y económico de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo de Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica Análisis técnico, regulatorio y económico de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica Autor: Juan Ramón González Sanz Tutor: Dr. Jesús Manuel Riquelme Santos Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 ii iii Trabajo de Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica Análisis técnico, regulatorio y económico de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica Autor: Juan Ramón González Sanz Tutor: Dr. Jesús Manuel Riquelme Santos Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 iv v Trabajo de Fin de Máster: Análisis técnico, regulatorio y económico de los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica Autor: Juan Ramón González Sanz Tutor: Dr. Jesús Manuel Riquelme Santos El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2020 El Secretario del Tribunal vi vii A mi familia viii ix Resumen En el presente documento se realiza un análisis técnico, regulatorio y económico de los sistemas de almacenamiento de energía. Desde el punto de visto técnico, se exponen las posibles aplicaciones de dichos sistemas de almacenamiento en los sistemas eléctricos de potencia. Igualmente se exponen las distintas tecnologías de almacenamiento que principalmente se utilizan en estos sistemas. Por otro lado, se analiza también la situación actual y evolución de los sistemas de almacenamiento en el mundo, así como las perspectivas y previsión de su desarrollo a corto y largo plazo en función de la región o país, aplicaciones y tecnología. En relación a los aspectos regulatorios de los sistemas de almacenamiento, se estudia la regulación específica existente en la Unión Europea y en Estados Unidos, centrándonos particularmente en Alemania y en el Reino Unido, así como en los estados de California y Nueva York. Desde el punto de vista económico, se analiza la evolución de los costes y del rendimiento de los sistemas de almacenamiento, así como la previsión de futuro estimada de los mismos según distintos estudios. Se expone también la metodología desarrollada en el informe Electricity Storage Valuation Framework (ESVF), publicado por la International Renewable Energy Agengy (IRENA), y en el que se dan unas pautas para evaluar el valor de los sistemas de almacenamiento y asegurar la viabilidad de los proyectos. Igualmente se realizan estudios de rentabilidad de hipotéticos proyectos implantados en los países o regiones analizadas en el capítulo de análisis regulatorio, con objeto de evaluar las diferencias entre los mismos. Para ello se utiliza la herramienta Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0, un modelo de despacho desarrollado por BloomberNEF. xvi ÍNDICE DE TABLAS - Tabla 3.1. Características y prestaciones de las tecnologías de almacenamiento. Fuente: Morante. - Tabla 5.1.- DISPOSICIONES DE LA DIRECTIVA DE ELECTRICIDAD (2019/944) Y EL REGLAMENTO (2019/943) REFERENTES AL ALMACENAMIENTO DE ENERGIA. - Tabla 8.1. Cuadro resumen de datos de los estudios de rentabilidad de los distintos casos estudiados. - Tabla A.1.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – ALEMANIA - Tabla A.2.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – ALEMANIA - Tabla A.3.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – REINO UNIDO - Tabla A.4.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – REINO UNIDO - Tabla A.5.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – CALIFORNIA - Tabla A.6.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – CALIFORNIA - Tabla A.7.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – NUEVA YORK - Tabla A.8.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – NUEVA YORK 1 1. INTRODUCCIÓN El almacenamiento de electricidad podría desempeñar un papel clave para facilitar la siguiente etapa de la transición energética al permitir una mayor participación de las energías renovables en los sistemas de energía y descarbonizar indirectamente el sector del transporte. Sin embargo, el valor del sistema de almacenamiento a menudo no se tiene en cuenta en los mercados de electricidad, resultando que los ingresos del mercado son insuficientes para los inversores para hacer viables los proyectos, y provocando un despliegue inadecuado del almacenamiento de electricidad. El ritmo al que debe desplegarse el almacenamiento de electricidad varía según el progreso en la transformación del sector energético, la economía de las tecnologías alternativas que pueden proporcionar soluciones similares o alternativas, y el progreso en el coste y el rendimiento del almacenamiento de electricidad. Las principales barreras para la implementación del almacenamiento a gran escala son:  Coste y madurez tecnológica: el coste de las baterías está disminuyendo rápidamente, mientras que los parámetros técnicos como las tasas de degradación y la densidad de energía siguen mejorando.  Dificultad para los propietarios para monetizar el valor: pueden surgir barreras debido a que los marcos regulatorios y el diseño del mercado eléctrico no se ajustan para compensar el valor que el almacenamiento proporciona al sistema. En el presente Trabajo de Fin Máster se realiza un análisis de los sistemas de almacenamiento de energía desde el punto de vista técnico, regulatorio y económico, evaluando tanto su situación actual como las perspectivas de futuro. Desde el punto de vista regulatorio, se realiza un análisis de los principales aspectos a considerar tanto en la Unión Europea como en Estados Unidos, centrándonos particularmente en Alemania y Reino Unido, y en los estados de California y Nueva York. Desde el punto de vista económico, recientemente en marzo de 2020 la International Renewable Energy Agengy (IRENA) ha publicado el informe Electricity Storage Valuation Framework (ESVF), diseñado para identificar el valor del almacenamiento de electricidad y que pueda ser tomado como referencia para los principales agentes del sector. En él se dan unas pautas para evaluar el valor de estos sistemas y asegurar la viabilidad de los proyectos bajo el marco regulatorio existente, así como comparar los beneficios que proporcionan con otras alternativas que también pueden proveer de flexibilidad al sistema. Siguiendo estas pautas hemos realizado estudios de viabilidad económica de hipotéticos sistemas de almacenamiento conectados a la red, con objeto de percibir las diferencias de rentabilidad en las distintas regiones estudiadas en el capítulo de análisis regulatorio. 2 2. APLICACIONES DEL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA El almacenamiento de energía se utiliza para diferentes aplicaciones en los sistemas eléctricos. Puede ayudar a incrementar la participación de la generación variable de energías renovables (VRE) en las redes de transporte y distribución, apoyando a equilibrar la generación variable de estas fuentes de energía, y ayudando a la autogeneración y al autoconsumo de los clientes. Tradicionalmente la flexibilidad del sistema ha sido proporcionada por la generación convencional térmica así como las centrales de clico combinado. El almacenamiento de electricidad junto con otras medidas de mitigación (gestión de la demanda, generación flexible, redes inteligentes, etc…) podrían permitir la integración de la energía solar y eólica a gran escala. Figura 2.1. Aplicaciones y posibles ubicaciones para los sistemas de almacenamiento de energía en los sistemas eléctricos. Fuente: IRENA En general las aplicaciones de almacenamiento se pueden clasificar en función del tiempo de descarga y del tiempo de respuesta. Igualmente se pueden considerar según su uso en generación, transmisión, distribución, o incluso junto al usuario final (aplicaciones “behind the meter”). Figura 2.2. Aplicaciones de los sistemas almacenamiento en función de su escala de tiempo. Fuente: IRENA 3 Figura 2.3. Posicionamiento de las distintas tecnologías de almacenamiento en función de su potencia y tiempos de descarga. Fuente: US DOE Seguidamente se describen las distintas aplicaciones que pueden desempeñar los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica: Generación  Arbitraje: aprovecha el mercado para almacenar energía cuando el costo de la electricidad es muy bajo, y se descarga cuando el costo de la electricidad es muy alto.  Provisión de capacidad: utiliza la energía almacenada en un sistema para proveer potencia.  Capacidad a plantas convencionales: utiliza el almacenamiento para optimizar el uso de las plantas convencionales. Se puede utilizar para suplir una carga cuando un generador se apaga, hasta que otro generador, o el mismo, sea reiniciado.  Servicios auxiliares para integración de renovables: usa el almacenamiento para integrar de forma óptima las fuentes de energía renovable.  Servicios de afianzamiento de la capacidad: utiliza el almacenamiento de energía para lograr que la generación variable de las energías renovables sea lo más constante posible durante un determinado tiempo.  Minimización de energía desperdiciada: se utiliza el almacenamiento para absorber el excedente de energía producida por fuentes renovables que no se pudo inyectar en la red. 4  Limitación de perturbaciones: se utiliza para reducir el efecto de las fuentes de energía renovable. Las aplicaciones pueden ser de corta (por ejemplo: reducción de la volatilidad, mejoramiento de la calidad de la energía, reducción de armónicos, mitigación de huecos de tensión, estabilidad transitoria y de tensión) o larga duración (por ejemplo: reducción de la variabilidad del viento, mitigación de la sobrecarga en transmisión, respaldo ante desconexión de plantas generadoras). Servicios Auxiliares  Control de frecuencia primario: uso del almacenamiento para mantener un balance entre la generación y la demanda después de una perturbación.  Control de frecuencia secundario: uso del almacenamiento para contribuir con el sistema centralizado que ajusta la potencia de salida de las unidades para restablecer la frecuencia y los intercambios a los valores de referencia.  Control de frecuencia terciario: uso el almacenamiento para ayudar a restaurar las reservas del control primario y secundario y restablecer la frecuencia e intercambios cuando el control secundario no lo logra.  Estabilidad de frecuencia: el almacenamiento de energía se puede utilizar para mantener la frecuencia dentro de los límites establecidos.  Arranque en frío o black start: se utiliza para restaurar el sistema o una planta de generación tras un apagón.  Control de tensión: el almacenamiento puede absorber o inyectar potencia reactiva para mantener las tensiones dentro de los límites tolerables. Transporte  Aplazamiento de la inversión: hay problemas de congestión de las líneas que pueden resolverse utilizando el almacenamiento, por lo que conllevaría un aplazamiento de la inversión para el refuerzo o ampliación de las interconexiones.  Respaldo al sistema de transporte: el almacenamiento se puede usar para mejorar el rendimiento de la red de transporte, compensando anomalías como huecos o inestabilidad de tensión. Distribución  Modulación de la curva de demanda: el almacenamiento se puede usar para mover cargas del “pico” a la base de la curva de demanda (peak shaving), y así reducir el flujo de potencia en las líneas. 5  Aplazamiento de la inversión: se refiere al uso del almacenamiento para resolver problemas de congestión, lo que resulta en un aplazamiento de la inversión.  Calidad de la energía y control de tensiones: se utiliza el almacenamiento para mantener las tensiones dentro de un rango aceptable a través de cambios en la potencia activa y reactiva.  Limitación de perturbaciones: se puede usar para reducir el efecto de distintas incidencias que se pueden producir en la red.  Compensación de la potencia reactiva: puede contribuir a gestionar la potencia reactiva en la red de distribución. Usuarios finales o aplicaciones “behind the meter”  Modulación de la curva de demanda: el almacenamiento se puede usar para reducir la demanda máxima y reducir la potencia necesaria.  Gestión de la energía: se refiere al uso del almacenamiento para gestionar el consumo en base al coste de la electricidad, con el fin de minimizar la facturación y aumentar la rentabilidad del sistema.  Calidad de la energía: el almacenamiento puede utilizarse para mejorar el índice de calidad de la energía suministrada por la empresa distribuidora.  Gestión del autoconsumo: el almacenamiento puede utilizarse para almacenar la generación propia para autoconsumo y utilizarla en otro momento del día.  Continuidad del servicio: uso del almacenamiento ante interrupciones del servicio en la red de distribución.  Compensación de potencia reactiva: se refiere a la capacidad del almacenamiento para compensar localmente la potencia reactiva y cambiar la tensión en el punto de conexión.  Integración de vehículos eléctricos: se refiere al uso de las baterías de los vehículos eléctricos para ofrecer el servicio V2G (vehicle-to-grid) y contribuir en el sistema. 6 En la siguiente figura se muestra un resumen de las posibles distintas aplicaciones de los sistemas de almacenamiento en función del destinatario: Figura 2.4. Aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía. Fuente: Rocky Mountain Institute, Bloomberg New Energy Finance 7 3. TECNOLOGÍAS DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Las tecnologías de almacenamiento de energía se clasifican comúnmente según el principio de almacenamiento o familia según se ve en la siguiente figura: Figura 3.1. Tecnologías de almacenamiento de energía. Fuente: EASE  El almacenamiento de energía química almacena energía en sustancias químicas que aparecen en forma gaseosa, líquida o sólida y la energía se libera en reacciones químicas. Sus principales características son que tienen una alta densidad de energía y una gran variedad de opciones para su transporte y almacenamiento.  El almacenamiento de energía electroquímica cubre las baterías, donde la energía química es almacenada y convertida a energía eléctrica y viceversa en reacciones electroquímicas. Existen muchas opciones que difieren según los materiales de los electrodos y de los electrolitos, y como consecuencia también difieren sus parámetros principales. Se pueden dividir en dos grandes categorías: baterías clásicas y baterías de flujo.  El almacenamiento de energía eléctrica almacena electrones. En un condensador, la electricidad se almacena en el campo electrostático entre dos electrodos. En el almacenamiento de energía magnética superconductora (SMES), la electricidad se almacena en el campo magnético de una bobina. La capacidad energética es limitada pero el tiempo de reacción es rápido, y la potencia y la eficiencia son muy altas.  El almacenamiento de energía mecánica combina varios principios de almacenamiento, como la energía potencial del agua en el almacenamiento hidroeléctrico, el volumen y presión del aire en la energía del aire comprimido o la energía rotacional de una masa en los volantes de inercia. 8  El almacenamiento de energía térmica incluye tres tipos de tecnologías. Su objetivo es la utilización de la energía térmica generada a partir de cualquier fuente de energía directa o la producida como energía residual generada durante los procesos de generación eléctrica. Seguidamente se resumen las principales características de cada una de estas tecnologías y se detallan los principales sistemas utilizados actualmente para el almacenamiento de energía eléctrica. 3.1. Sistemas mecánicos 3.1.1. Centrales hidroeléctricas de bombeo. Las centrales hidráulicas de bombeo o centrales hidroeléctricas reversibles son un tipo de central hidroeléctrica con la capacidad de almacenar energía mediante el bombeo de agua, curso arriba, a una posición situada a mayor altura. El fundamento básico es el almacenamiento de la energía potencial del agua embalsada en una presa situada una cierta altura por encima de otra inferior. En espacios de tiempo de baja demanda y/o bajo precio de la electricidad, esta se utiliza para accionar bombas que impulsan el agua hacia el embalse superior. En intervalos de tiempo de elevada demanda de electricidad, el proceso se revierte, y el agua almacenada se libera pasando a través de turbinas para producir electricidad. Las centrales hidráulicas de bombeo representan actualmente una solución comercialmente viable y demostrada para el almacenamiento de grandes cantidades de energía con la finalidad de mantener un equilibrio en la red eléctrica y prevenir apagones eléctricos. Son tecnologías con un grado muy alto de madurez y con una muy buena adaptación entre sus características y las necesidades de la red. Estas centrales presentan una serie de ventajas, tales como: - Alta eficiencia. - Capacidad de almacenamiento y alto tiempo de descarga. - Amplio rango de potencia de generación (100 MW a 5 GW). - Larga vida útil (80-100 años). - Puesta en marcha inmediata. - Bajo costo de explotación. Por el contrario, también presentan una serie de inconvenientes tales como: - Están sujetas a restricciones geográficas, debido a la necesidad de encontrar una ubicación adecuada. - Alto coste de inversión inicial. - Elevado tiempo de construcción. - Contaminación ambiental por la alteración del paisaje. En la siguiente figura se muestra el esquema general típico de una central de bombeo: 9 Figura 3.2. Esquema general de una central hidroeléctrica de bombeo. Fuente: UNESA 3.1.2. Sistemas de almacenamiento de energía por aire comprimido (CAES). La tecnología de almacenamiento de energía por aire comprimido (Compressed Air Energy Storage o CAES) se basa en utilizar energía eléctrica generada a bajo coste para accionar un compresor. En su forma más simple, el aire comprimido se enfría y se retiene en cavernas o lugares geológicos apropiados o en depósitos terrestres o en recipientes submarinos. En momentos de alta demanda de electricidad, se aporta un suministro de calor al aire comprimido mientras se lo deja expandir a través de turbinas. La energía transferida a las turbinas se convierte en electricidad mediante el uso de generadores eléctricos. En otras palabras, la energía eléctrica barata es transformada en energía potencial del aire presurizado y almacenado en esta forma. Además, como fase inicial a la expansión del aire, este necesita ser calentado para evitar la congelación en el sistema de expansión. Por tanto, en esta fase se podría reutilizar el calor previamente capturado, lo que constituiría un sistema adiabático, o alternativamente utilizar calor de otras fuentes, lo que definiría un sistema diabático. Éste último, el sistema diabático, es el implementado hasta el momento, con unas pocas plantas instaladas y en funcionamiento. Por supuesto, la variante adiabática es más prometedora, ya que ofrece una eficiencia energética mucho mayor. También otras versiones del proceso, como la versión submarina, que permite su instalación junto a molinos eólicos off-shore o incluso en ríos cerca de las ciudades, o la versión isotérmica, dotada de gran modularidad, constituyen nuevas alternativas bajo investigación y prototipo. A pesar de estar poco implementada, es una tecnología relativamente madura y simple en sus componentes y podría estar, a diferencia de otras tecnologías, de forma rápida en el 16 Figura 3.6. Esquema de una batería de Flujo Redox. Fuente: Morante. La energía química se encuentra almacenada en los electrolitos que están en tanques, desde donde son bombeados hasta uno o varios stacks compuestos de celdas electroquímicas. En cada semi-celda se hace la transferencia electrónica entre la especie electroactiva del electrolito y el electrodo. Cada celda está compuesta de dos compartimentos divididos por un separador que impide el paso de especies electroactivas de un compartimento a otro. La capacidad de almacenamiento de energía está determinada por la concentración de reactivo (especie electroactiva) en el electrolito y el tamaño de los tanques, mientras que la potencia está determinada por el número de celdas individuales en el stack de la batería y el área del electrodo. Como resultado, la potencia y la capacidad de energía almacenada son independientes. Esta característica hace únicas a las baterías de flujo, ya que pueden ser diseñadas dependiendo de la aplicación, es decir, la capacidad de almacenamiento puede ampliarse adicionando más electrolito y, al mismo tiempo, podemos ampliar la potencia de salida de la batería adicionando más celdas al stack. Existen tres diseños de baterías de flujo: Vanadio Redox (VRB), Zinc Bromuro (ZnBr) y Polisulfuro-Bromo (PSB). Este tipo de baterías tienen las siguientes ventajas: eficiencias superiores al 85%; respuesta rápida, de pocos milisegundos (0,001 s); vida larga, pudiendo llegar a funcionar más de 10.000 ciclos y estimándose más de 15 años de vida media. Límites de 30.000 ciclos y vidas superiores a los 25 años han sido también anunciados, el electrolito tiene una vida indefinida y, por lo tanto, se puede reutilizar; las bombas de circulación del electrolito solo necesitan ser remplazadas cada 7-10 años como parte del mantenimiento del sistema; baja o nula autodescarga. Entre las desventajas están su alto coste, debido al electrolito y la membrana de intercambio de protones; también su baja densidad de energía; igualmente los aspectos ambientales respecto la gestión de grandes cantidades de electrolitos tóxicos. 17 3.3. Sistemas electromagnéticos 3.3.1. Almacenamiento con superconductor magnético (Superconducting Magnetic Energy Storage – SMES). Los sistemas de almacenamiento de energía por superconducción magnética (SMES – Superconducting Magnetic Energy Storage), están basados en una tecnología en donde la energía es almacenada en el campo magnético creado por el flujo de corriente directa a través de una bobina superconductora, que se mantiene por debajo de la temperatura crítica de superconducción. Uno de los principales elementos que debe tener este tipo de tecnología es el sistema de refrigeración, con el fin de mantener la temperatura por debajo del valor que permita a la bobina mantener su característica de superconducción (actualmente los materiales pueden mantener esa propiedad alrededor de 100 K). Este es uno de los principales desafíos para este tipo de sistemas de almacenamiento y que busca de alguna forma elevar el valor de esa temperatura crítica de superconducción. Una de las principales ventajas de los sistemas SMES es la inmediatez con la que se puede acceder a la energía almacenada en este tipo de dispositivos. Además, se caracterizan por eficiencias muy altas (hasta 95 %, aún considerando la parte de enfriamiento) y con pérdidas mínimas de energía, dadas las características de la superconducción. En principio, la energía puede almacenarse de forma indefinida mientras se tenga en funcionamiento el sistema de refrigeración. Actualmente la tecnología de sistemas SMES se encuentra en un estado de avance precoz, ya que se centra principalmente en estudios e implementaciones a nivel de investigación y desarrollo. 3.4. Sistemas químicos 3.4.1. Almacenamiento a partir de Hidrógeno. El almacenamiento de energía utilizando tecnologías químicas permite transferir la energía eléctrica excedente a un gas que sea factible de almacenar de alguna forma. Este concepto se conoce con el nombre de Power to Gas (P2G), que es la aplicación más frecuente en lo que respecta al almacenamiento a partir de hidrógeno. Este elemento se encuentra en grandes cantidades en nuestro planeta, aunque este no se encuentra en su estado puro. El hidrógeno es un vector de energía que puede ser obtenido de varios productos, como el gas natural, el agua o el refinado de aceites pesados. Sin embargo, la única producción considerada como limpia es la que implica su obtención a base de agua y energía procedente de fuentes renovables Con el hidrógeno producido, se podría almacenar o utilizar directamente para alimentar sistemas de transporte (como vehículos de hidrógeno), generar electricidad de manera diferida para compensar las horas pico o utilizar el hidrógeno en aplicaciones industriales. Aunque en principio, este proceso parezca sencillo, hay muchos retos que deben superarse para que este proceso se vuelva viable desde el punto de vista técnico y económico. En 18 primer lugar se debe resolver el problema de la electrólisis a gran escala, posteriormente el almacenamiento del hidrógeno presenta dificultades serias debido a las características físicas de este gas y por último, se presenta el problema de las adaptaciones que se tendrían que realizar para utilizar el hidrógeno utilizando la infraestructura ya existente. 3.4.2. Almacenamiento a partir de Gas Natural sintético. El gas natural es una mezcla de gases, cuyo componente principal es el metano con un porcentaje de entre 80 % y 96 % del total del volumen. Además se considera el combustible de origen fósil más limpio y seguro. Como su nombre lo indica, el GNS corresponde al mismo tipo de gas natural, pero en lugar de ser extraído del suelo, se produce mediante algún proceso químico. Si la fuente original es biomasa, se puede generar GNS a partir de un proceso de gasificación. El proceso de gasificación consiste en calentar la biomasa (normalmente madera) a muy altas temperaturas sin que este llegue a entrar en combustión, de manera que se pueda separar la parte gaseosa de la sólida. Parte de ese gas consiste en metano, pero mucho puede ser dióxido de carbono que se puede convertir en metano mediante un proceso de hidrogenación. Luego el gas es filtrado para eliminar el agua y el dióxido de carbono restante. El GNS puede luego ser utilizado ya sea directamente en aplicaciones de calor (por ejemplo, para inyectarlo a un sistema de distribución de gas) o para generar electricidad (mediante calderas que luego mueven un generador o motores de combustión). 3.5. Sistemas térmicos El almacenamiento de energía a través de medios térmicos convierte la energía eléctrica o solar en calor, que se almacena en diferentes materiales vectores como el hielo, agua, rocas trituradas o sales fundidas. Por lo general, dicho calor puede ser utilizado en aplicaciones térmicas (por ejemplo acumuladores de agua domésticos), o puede ser convertido en energía eléctrica nuevamente, constituyendo un recurso de almacenamiento de energía eléctrica de despacho controlado. 3.5.1. Almacenamiento basado en calor sensible. Consiste en el almacenamiento de energía aumentando la temperatura de un sólido o un líquido sin cambiar de fase, y la energía que se almacena es directamente proporcional a la temperatura del sistema. Se denomina capacidad térmica a la relación que existe entre la temperatura del medio y su cambio de energía térmica. Es el agua uno de los materiales con más capacidad térmica, únicamente superado por el helio, además es económica, existe en abundancia, no es tóxica ni inflamable. Por estas razones es el medio que más se utiliza actualmente. Usualmente se utiliza para temperaturas menores a 200ºC y sus componentes son bastante baratos. Para temperaturas mayores a 500ºC se utilizan metales fundidos, los cuales son 19 baratos y no son tóxicos. Algunos de ellos son el aluminio, sodio, magnesio, plomo o estaño. Los silos de calor formados por rocas y piedras almacenan energía térmica residual o solar, tienen rendimientos del 50%. Para temperaturas de 1000-1100ºC tenemos intercambiadores solares y silos de bolas refractarias, las cuales al calentarse expanden el volumen de aire y lo obligan a circular por una turbina. Como inconvenientes de este tipo de almacenamiento tenemos la baja densidad energética, variaciones de volumen debido a la variación de la temperatura y es difícil conseguir a la salida una temperatura constante. 3.5.2. Almacenamiento basado en calor latente. Se basa en la energía almacenada en un cambio de fase, fusión o vaporización, mientras que en sentido inverso, con la solidificación o condensación se recupera la energía. Este método se caracteriza por tener siempre una temperatura constante. Este método posee una densidad de energía mayor que el calor sensible. Otras ventajas destacables son que la es temperatura constante a lo largo del proceso, no tendremos variaciones de volumen, además de una extensa variabilidad en los materiales a utilizar y temperaturas de operación. Sin embargo, los materiales son más costosos que en calor sensible y es más complicado transmitir calor al medio. Algunos de los posibles materiales a utilizar son denominados materiales de cambio de fase, los cuales necesitan gran cantidad de energía empleada con el fin de cambio de estado, manteniendo la temperatura en este punto constante. Las sales fundidas son uno de los ejemplos más avanzados de esto, utilizadas como sistema de almacenamiento. Una gran ventaja que tiene el almacenamiento térmico es que no sólo se limita a la utilización de cada tipo de almacenamiento por separado, sino que se pueden conjugar ambos, calor sensible y latente. 3.6. Criterios de evaluación para las tecnologías de almacenamiento Para evaluar y diferenciar entre las tecnologías de almacenamiento disponibles y para seleccionar el dispositivo más adecuado para una aplicación deseada, deben ser examinados varios aspectos. Entre las nuevas alternativas no existe una tecnología perfecta o ideal para el almacenamiento. Esta característica significa que cualquier solución tiene que tomar la mejor ventaja de una determinada tecnología y acoplarse a los requerimientos de cada aplicación. Los principales parámetros o criterios a destacar son:  Eficiencia Al igual que todos los equipos que utilizan energía, los dispositivos de almacenamiento presentan pérdidas. Este parámetro corresponde al ratio entre la energía entregada para hacer frente a la demanda y la energía necesaria para cargar el sistema. Para evaluar la 20 eficiencia de un dispositivo de almacenamiento, se debe tener en cuenta el ciclo completo: la carga, el mantenimiento y la descarga. Las diferentes tecnologías utilizadas se evalúan según su valor de eficiencia. En algunos casos, se necesita energía para que el sistema pueda mantener la carga, mientras que en otros casos la energía se pierde paulatinamente con el tiempo de almacenaje. Ambos casos se consideran situaciones que implican una pérdida de eficiencia.  Durabilidad El tiempo de vida es un factor muy importante para cualquier tecnología de almacenamiento de energía. En algunos casos, depende del número de ciclos de carga y descarga, de la profundidad del propio ciclo durante la carga o la descarga o del nivel de no retorno al descargarse. Además, el envejecimiento es siempre un factor importante, y en algunos casos puede ser un factor limitador.  Densidad de energía y de potencia La densidad de energía y potencia son relevantes para la evaluación de la relación energía/potencia de una tecnología y para determinar el tamaño y el peso de una solución dada. Estas son características importantes para las aplicaciones con espacio y peso limitados, como el transporte o los aparatos móviles, y para su instalación en zonas urbanas o edificios donde el espacio es limitado.  Fiabilidad La fiabilidad es la probabilidad de que un dispositivo funcione durante un período de tiempo especificado en las condiciones indicadas.  Tiempo de respuesta Algunas aplicaciones requieren una respuesta casi instantánea (milisegundos), y otras unos minutos. Los tiempos de respuesta de las tecnologías disponibles varían asimismo de algunos milisegundos a algunos minutos y esta constituye una de las características para seleccionar un sistema de almacenamiento para una aplicación determinada.  Capacidad de almacenamiento: potencia y energía En algunas aplicaciones es preciso disponer de una alta capacidad de almacenamiento de energía, que puede ser requerida durante un corto intervalo de tiempo, al solicitarse dicha energía de forma inmediata frente a un fallo de suministro. Esta respuesta instantánea suple el suministro durante el intervalo que tarda en entrar un sistema de gran capacidad energética y es capaz de mantener el suministro para períodos más largos. Para este segundo caso se tendría un sistema con gran capacidad de energía, mientras que en el primero se tendría un sistema con gran capacidad de potencia. 21 En la siguiente figura se resumen las principales características y prestaciones de las distintas tecnologías que hemos visto: Tabla 3.1. Características y prestaciones de las tecnologías de almacenamiento. Fuente: Morante. 22 4. SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS DE FUTURO DE LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA 4.1. Situación actual de los sistemas de almacenamiento de energía Actualmente (mayo 2020) existen en el mundo 1.911 proyectos de almacenamiento de energía (sin contar con las centrales hidroeléctricas de bombeo) que suman una potencia total de 13.295 MW y una capacidad de total de 25.933 MWh. Figura 4.1. Localización de proyectos almacenamiento de energía. Fuente: Energy Storage Project Database - BloombergNEF En la siguiente gráfica se puede la evolución de dichos proyectos en función de su fecha de puesta en servicio: Figura 4.2. Potencia total proyectos almacenamiento de energía según su fecha de puesta en servicio. Fuente: Energy Storage Project Database - BloombergNEF 23 En el año 2019 se instalaron proyectos de almacenamiento por 2.7 GW / 5.5 GWh, de los cuales alrededor de 1.4GW / 2.6GWh corresponden a proyectos de utilities, y 1 GW / 2.6 GWh corresponden a aplicaciones BTM o behind the meter. El mercado mundial de almacenamiento de energía se ha contraído por primera vez desde 2012, debido principalmente al colapso del mercado en Corea tras acumular 28 incendios en estas instalaciones sobre los que se está llevando una investigación. No obstante, y a pesar de los contratiempos, se percibe una clara tendencia de crecimiento en los proyectos de almacenamiento, a distinto ritmo en función de las regiones o países, aplicaciones y tecnologías. Seguidamente se muestra la evolución y situación actual en función del tipo de proyecto, país o región, aplicaciones y tecnología.  Proyectos de almacenamiento desarrollados según la región o el país: Alrededor del 80 % de la potencia desplegada corresponde a proyectos desarrollados en las regiones de América y Asia y los países del Pacífico, quedando el resto entre Europa, África y Oriente Medio. Figura 4.3. Proyectos de almacenamiento desarrollados según la región (EMEA: Europe, Middle East and Africa; AMER: Americas; APAC: Asia Pacific). Fuente: BloombergNEF 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 MW RoW EMEA AMER APAC 24 Figura 4.4. Proyectos de almacenamiento desarrollados según el país. Fuente: BloombergNEF  Proyectos de almacenamiento desarrollados en función de su aplicación: Los servicios auxiliares y el arbitraje de energía siguen siendo los impulsores principales para las aplicaciones a nivel de utilities. Se percibe un aumento en el almacenamiento asociado a las aplicaciones BTM o behind the meter. Figura 4.5. Proyectos de almacenamiento desarrollados según su aplicación (basados en MW). Fuente: BloombergNEF 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 MW Other India United States United Kingdom Korea (Republic) Japan Germany China Australia 23% 22% 15% 29% 36% 30% 13% 20% 9% 2% 1% 0% 5% 11% 3% 6% 37% 28% 33% 24% 23% 21% 30% 19% 8% 3% 7% 4% 4% 5% 9% 8% 16% 31% 14% 16% 25% 28% 23% 20% 19% 14% 26% 10% 14% 16% 6% 4% 3% 3% 6% 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Other Residential Commercial Distribution Transmission Energy shifting Peaking capacity Ancillary services 25  Proyectos de almacenamiento desarrollados en función de su tecnología: Los sistemas de almacenamiento basados en baterías de ion-litio siguen siendo la tecnología preferida para los proyectos desarrollados. Figura 4.6. Proyectos de almacenamiento desarrollados según su tecnología (basados en MW), excluidos las centrales de bombeo y los sistemas por aire comprimido (CAES). Fuente: BloombergNEF 4.2. Perspectivas de futuro a corto plazo de los sistemas de almacenamiento de energía Se estima un crecimiento de las instalaciones de almacenamiento hasta tener un desarrollo de 34 GW / 83 GWh en 2025. Estados Unidos y China liderarán el mercado en este período según podemos ver en la siguiente gráfica. Figura 4.7. Previsión de instalaciones de almacenamiento hasta 2025 según países (basadas en GWh). Fuente: BloombergNEF A corto plazo se espera que la mayoría de los sistemas se instalen para aplicaciones de arbitraje de energía y provisión de capacidad, si bien las aplicaciones BTM o behind the 49% 62% 69% 69% 89% 96% 93% 60% 22% 8% 25% 5% 1% 4% 8% 5% 18% 6% 8% 6% 5% 19% 19% 4% 2% 1% 3% 5% 29% 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Other / unknown Flywheels Flow batteries Sodium sulfur Lead-based Lithium-ion 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 GWh Other Latin America Italy India Japan Australia South Korea France United Kingdom Germany China United States 32  Existencia de objetivos: del mismo modo que en países de todo el mundo se han diseñado objetivos específicos para la instalación de energías renovables o la reducción de emisiones de carbono, establecer objetivos y programas oficiales para el almacenamiento es un factor clave para incentivar a la industria para el desarrollo de esta tecnología. Los objetivos pueden ser establecidos por los gobiernos centrales, las organizaciones supranacionales, los reguladores o los operadores, definiendo quién es responsable de su logro y los indicadores que deben usarse. Los programas oficiales ayudan a canalizar la inversión y la investigación, que es clave para crear el avance necesario de una tecnología disruptiva como las baterías.  Existencia de estándares: los principales inversores y agentes de la industria deben enfrentar la falta de estándares oficiales para las tecnologías de baterías que podrían servir como referencia para diseñar sus proyectos y realizar el análisis de viabilidad de los mismos. Seguidamente aplicaremos la metodología explicada para analizar los países y regiones consideradas líderes mundiales en el desarrollo de baterías y que tienen implantados un gran número de proyectos de almacenamiento de energía. 5.2. Unión Europea 5.2.1. Principales agentes del sector eléctrico El órgano ejecutivo de la UE está representado por la Comisión Europea, que inicia la legislación y revisa su implementación, mientras que el poder legislativo es compartido por el Consejo de la Unión Europea y el Parlamento Europeo. La CE está dividida en departamentos llamados Direcciones Generales. Las agencias europeas son organismos descentralizados de la Unión Europea con la misión de promover el conocimiento en ciertas áreas y reunir a las agentes nacionales. Las principales instituciones europeas en relación con el sector de la electricidad y la gestión de cuestiones regulatorias relacionadas con el almacenamiento son las siguientes:  Dirección General de Energía (DG Energía): es el organismo dentro de la Comisión Europea a cargo del desarrollo de la política energética europea. Sus principales tareas se refieren al desarrollo de análisis y políticas estratégicas, promover la creación de un mercado energético integrado en Europa, identificar las necesidades de infraestructura para una integración adecuada, supervisar el cumplimiento de los objetivos energéticos de la Unión Europea, reglamentos y leyes, promover el intercambio de conocimientos entre los principales agentes y liderar la política energética europea.  Agency for Cooperation of Energy Regulators (ACER): creada en 2009 con el papel clave de ayudar y coordinar a los reguladores nacionales en sus actividades a nivel de la UE. Participa en la creación de los códigos de red, redactando las directrices marco tienen que cumplir y proporcionando asesoramiento a la ENTSO-e en su desarrollo. Toma decisiones sobre cuestiones transfronterizas y supervisa e informa sobre la situación del mercado energético europeo. 33  European Network of Transmission System Operators (ENTSOe): creada con el papel clave de desarrollar la creación de los reglamentos técnicos para la red eléctrica a nivel europeo en coordinación con ACER y la Comisión, diseñar los planes de desarrollo de la red, crear códigos de red basados las directrices marco ACER y promoción de la cooperación regional.  Council of European Energy Regulators (CEER): creado en 2000 con el fin de coordinar las agencias reguladoras nacionales, promover la coordinación y el intercambio de mejores prácticas. Actúa como la plataforma única desde la cual los reguladores nacionales pueden relacionarse con la UE. Además, existen numerosas asociaciones que brindan información sobre la regulación y actualizaciones sobre la investigación y el estado del mercado. En el caso de las tecnologías de almacenamiento, la European Association for Storage of Energy (EASE) es el principal asesor seleccionado por la Comisión Europea en relación con la política de tecnologías de almacenamiento. 5.2.2. Política energética La Unión Europea utiliza un conjunto particular de normas legales: Tratados, Reglamentos, Directivas, Decisiones, Recomendaciones y Comunicaciones, y Libros Blancos y Verdes. Las regulaciones y directivas son propuestas por la Comisión Europea y presentadas a los países miembros para obtener retroalimentación, incluyendo, según el tema, opiniones del Comité Económico y Social Europeo (CESE) y del Comité para las Regiones. Después la Comisión Europea comienza el "proceso de primera lectura": la propuesta se envía al Parlamento Europeo y luego al Consejo. Después de esta primera lectura, puede ser aprobada o comenzar una "segunda lectura", y si esto no tiene éxito, comenzar un proceso del Comité de Conciliación. La política europea de energía se ha construido sobre tres pilares principales interconectados: (i) mercado interno (liberalización, innovación y competitividad y bajos precios y eficiencia), (ii) medio ambiente (preservación de la naturaleza, cambio climático, contaminación); y Seguridad del suministro (disponibilidad de energía, confiabilidad, calidad y capacidad). Los objetivos actuales para 2030 son: 32% de penetración en la generación de energías renovables, 30% de reducción del consumo debido a medidas de eficiencia energética y 40% de reducción en las emisiones de CO2. A partir de 1996, la estrategia política en el sector energético se ha desarrollado en tres etapas principales: una primera que busca la creación de un mercado energético interno, una segunda que busca la definición y ejecución de una política energética común en toda la Unión y una tercera buscando la creación de una estrategia energética integral de la UE. Esto ha derivado en la emisión de directivas y comunicaciones que han estado construyendo el marco energético actual. Los principales elementos de la política energética actual de la UE son:  Electricity Directives (E-Directive 96/92/CE): establecen las reglas del mercado interior común de la electricidad (actualizada con E-Directive 2003/54 /CE). 34  Third Energy Package 2009: compuesto por directivas y regulaciones que tratan de realizar las adaptaciones necesarias para la Estrategia de Europa 2020. o Directiva 2009/72/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54 /CE. Establece el concepto de desagregación de TSO, proponiendo esquemas para su organización. o Directiva 2009/73/CE sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55 /CE. o Reglamento (CE) No 714/2009 sobre las condiciones de acceso a la red para los intercambios transfronterizos de electricidad y por el que se deroga la Regulación (CE) No 1228/2003. Creó el ENTSO-e y así se estableció la creación de los códigos de red. o Reglamento (CE) No 715/2009 sobre las condiciones de acceso a las redes de transmisión de gas natural y por el que se deroga la Regulación (CE) No 1775/2005. o Reglamento (CE) No 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agency for Cooperation of Energy Regulators (ACER) y se describen sus principales responsabilidades.  Clean Energy for all Europeans Package: en 2019 la Unión Europea completó una actualización integral de su marco de política energética para facilitar la transición de los combustibles fósiles hacia una energía más limpia. Se abordaron como temas principales la descarbonización de la economía, una mejor adaptación del mercado a las energías renovables y a la generación distribuida, brindar oportunidades uniformes para todas las tecnologías y reforzar el papel del consumidor. Se trata de una colección de ocho medidas legislativas (directivas y reglamentos) tocando diferentes aspectos del marco legislativo energético de la UE. Una parte importante de El Paquete de Energía Limpia se dedicó a rediseñar el mercado interno de electricidad mediante modificaciones de la Directiva de Electricidad (2009/72) y el Reglamento (714/2009). Las instituciones de la UE llegaron a un acuerdo político en diciembre de 2018 y la refundición la Directiva de Electricidad (2019/944) y el Reglamento (2019/943) se publicaron en junio de 2019 después de su adopción por el Parlamento y el Consejo de la UE. La nueva Directiva de Electricidad (2019/944) debe transponerse a finales de 2020 y será aplicable desde principios de 2021, mientras que el Reglamento (2019/943) es directamente aplicable desde el principio de 2020. Sin embargo, las disposiciones múltiples de la Directiva (2019/944) y el Reglamento (2019/943) tienen plazos específicos. 35 Como los Estados miembros tienen margen discrecional con respecto a la forma y métodos para lograr los objetivos establecidos en una directiva, la forma real en que la Directiva se implementará variará de un Estado a otro. 5.2.3. Regulación específica sobre el almacenamiento de energía De conformidad con la Directiva sobre energías renovables (2009/28/CE), se estableció un objetivo RES vinculante para toda la UE del 20% y se instruyó a los Estados miembros para que apoyaran los desarrollos en infraestructura de transporte y distribución y de almacenamiento necesarios para integrar una mayor participación de RES, pero no se proporcionaron disposiciones adicionales sobre el almacenamiento. Mientras tanto, la directiva del mercado interno de energía (2009/72/EC) estableció disposiciones de desagregación para evitar la operación y propiedad de los activos de generación por parte de entidades reguladas (TSO / DSO). Dado que muchos Estados miembros consideraban que los activos de almacenamiento eran activos de generación, esto creaba un marco que prohibía la propiedad del almacenamiento por parte de entidades reguladas y, por lo tanto, limitaba el valor que se puede obtener de ciertos tipos de proyectos de almacenamiento. No será hasta 2013 cuando la Dirección General de Energía publique el documento "The future role and challenges of Energy Storage", que muestra por primera vez la voluntad de la Comisión Europea de superar las barreras al almacenamiento. En 2017 la Comisión Europea publicó el documento “Energy Storage – the role of electricity” , relacionado con el Clean Energy Package for all Europeans y las medidas propuestas para modernizar el diseño de los mercados de electricidad contempladas en él. En diciembre de 2019 la Comisión Europea ha presentado el acuerdo “European Green Deal”, que es un conjunto de iniciativas políticas destinadas a garantizar que la Unión Europea sea neutral para el clima en 2050. En línea con este objetivo, se ha definido una estrategia que tendrá una fuerte influencia en el sector energético y eléctrico en particular. Se prevé un desarrollo importante de las energías renovables, para lo que serán requeridas soluciones que provean de flexibilidad a los sistemas eléctricos. Recientemente en marzo de 2020 la Dirección General de Energía de la Comisión Europea ha publicado el documento “Study on energy storage – Contribution to the security of the electricity supply in Europe”. En este documento se analiza entre otras cuestiones la contribución que tendrá el almacenamiento de energía a la seguridad del suministro eléctrico en la Unión Europea, y realiza un estudio de las distintas políticas sobre almacenamiento de energía en los países de la Unión, así como identifica las principales barreras y las mejores prácticas. 36 Tal como se ha indicado anteriormente, con la trasposición de la Directiva de Electricidad (2019/944) y con el nuevo Reglamento (2019/943), los países miembros deberán cumplir con sus distintas disposiciones y requisitos respecto el almacenamiento de energía. Seguidamente se resumen los principales aspectos y se expone una tabla con las distintas disposiciones relativas al almacenamiento de energía: DIRECTIVA DE ELECTRICIDAD (2019/944):  Contiene la definición de almacenamiento de energía: almacenamiento de energía significa diferir el uso final de una cantidad de electricidad a un momento posterior que cuando fue generada, o la conversión y almacenamiento en otras formas de energía.  Contiene una definición de consumidor activo: un cliente o un grupo de clientes que actúan conjuntamente, que consumen, almacenan o venden electricidad generada en sus instalaciones, incluso a través de agregadores, o participan en la gestión de la demanda, siempre que estas actividades no constituyan su principal actividad comercial o profesional.  Anima a los DSO en el uso de tecnologías de almacenamiento para servicios de red.  Aclara la desagregación / propiedad del almacenamiento para los operadores del sistema: los DSO y TSO no tienen derecho a poseer, desarrollar, administrar u operar instalaciones de almacenamiento. Solo hace la excepción si existe una falta demostrada de interés de otras partes en el proceso de licitación o si demuestran que es necesario para los requisitos de seguridad del suministro.  TSO debe garantizar una conexión no discriminatoria a la red para las instalaciones de almacenamiento, y los reguladores deben verificarlo.  Los países deben garantizar una legislación que no obstaculice los flujos transfronterizos y la participación de los consumidores (abrir la participación a nuevos proveedores, incluido el almacenamiento) y buscar que los precios de la electricidad reflejen la demanda y la oferta reales.  Los países deben garantizar la legislación para organizar los mercados de una manera más flexible e integrar a todos los actores, incluido el almacenamiento. Creación de nuevas reglas para la creación de mercados a corto plazo (mercados intradiarios y de equilibrio) y, por lo tanto, específicamente abrir oportunidades comerciales para el almacenamiento.  Incluye medidas que apoyan a los consumidores activos (generación, almacenamiento y consumo de energía de producción propia, así como a la participación en los mercados minoristas) y las comunidades locales de energía. 37 REGLAMENTO (2019/943):  Llama a crear medidas que busquen un mercado a corto plazo más líquido, de modo que las fluctuaciones de los precios puedan reflejar adecuadamente la escasez y ofrecer incentivos adecuados para una red flexible. "Al abordar las preocupaciones sobre la adecuación de los recursos, los Estados miembros considerarán, en particular, eliminar las distorsiones regulatorias, permitir la fijación de precios de escasez, desarrollar la interconexión, el almacenamiento de energía, las medidas del lado de la demanda y la eficiencia energética"  Llama a reducir los requisitos de tamaño mínimo para los mercados diarios e intradiarios, estableciendo que debe estar disponible un tamaño mínimo de 500 kW o menos.  Abre la participación al mercado a los prosumidores que utilizan las tecnologías de almacenamiento.  Exige el desarrollo de códigos de red en nuevas áreas específicas, tales como la generación distribuida, agregación del almacenamiento y gestión de la demanda. También para la asignación de capacidad y gestión de la congestión, e igualmente para los cargos de conexión y para la provisión de servicios auxiliares.  Indica que se debe abordar el almacenamiento de energía como una clase separada de los generadores y de los clientes.  Exige reglas de mercado que ofrezcan incentivos de inversión adecuados para la generación, el almacenamiento, la eficiencia energética y la gestión de la demanda.  Debe otorgarse acceso al mercado de balance a las tecnologías de almacenamiento.  El nuevo diseño del mercado debe apuntar a asegurar que los precios de suministro estén libres de cualquier intervención pública (excepto las excepciones debidamente justificadas). 38 Tabla 5.1.- DISPOSICIONES DE LA DIRECTIVA DE ELECTRICIDAD (2019/944) Y EL REGLAMENTO (2019/943) REFERENTES AL ALMACENAMIENTO DE ENERGIA. Fuente: Study on energy storage – Contribution to the security of the electricity supply in Europe. Dirección General de Energía de la Comisión Europea (marzo 2020) 39 40 41 5.2.4. Evaluación de los principales aspectos de la regulación específica.  Definición de almacenamiento: en la nueva Directiva 2019/944 se define el almacenamiento de energía, que significa diferir el uso final de una cantidad de electricidad a un momento posterior que cuando fue generada, o la conversión y almacenamiento en otras formas de energía.  Tarifas de red: se establece que las tarifas de red no sean discriminatorias. Deben reflejar los costes reales y no discriminar positiva ni negativamente el almacenamiento de energía o la agregación. Las tarifas no incluirán costes que apoyen objetivos no relacionados.  Propiedad: la UE es clara en el mantenimiento de los requisitos de desagregación que implican que los TSO y DSO no pueden poseer instalaciones de almacenamiento. Se hace una excepción a esta regla si el mercado no muestra suficiente interés. Sin embargo, se recomienda a TSO y DSO que consideren las posibilidades de almacenamiento de energía para los servicios de red.  Mercado mayorista: La nueva normativa europea exige la apertura del mercado diario e intradía a nuevos actores, incluidos los activos de almacenamiento o prosumidores vinculados con el almacenamiento, al mismo tiempo que exige reducir el requisito de tamaño de participación a menos de 500 kW. La nueva regulación también hace una declaración específica de permitir que las tecnologías de almacenamiento participen en actividades transfronterizas, abriendo la oportunidad de participar en la asignación de capacidad transfronteriza. Como puede verse, la UE está comprometida con la plena participación de las tecnologías de almacenamiento en los mercados mayoristas.  Requisitos técnicos en servicios de red: se llama a los TSO a considerar el almacenamiento para los servicios auxiliares y a la creación de procedimientos transparentes, tecnológicos, no discriminatorios y basados en el mercado, con una tendencia a crear mercados continuos. Se alienta a los DSO a utilizar tecnologías de almacenamiento en su transición para ofrecer mayores servicios de red.  Acceso a mercados de capacidad: en el nuevo Reglamento 209/943 se indica que los mecanismos de los mercados de capacidad deben estar abiertos al almacenamiento de energía y a la gestión de demanda.  Prosumidores y participación de la agregación: se exige la apertura de los mercados mayoristas y de equilibrio a nuevos actores como prosumidores, agregadores y comunidades de energía, que pueden abrir nuevas oportunidades a la participación de tecnologías de almacenamiento y de gestión de la demanda. Al mismo tiempo, se alienta a los DSO a tener en cuenta las tecnologías de almacenamiento y aumentar su papel en la gestión de la red al proporcionar nuevos servicios en coordinación con los TSO, algo que abrirá oportunidades para las empresas de agregadores.  Acceso a incentivos para energías renovables: la UE apoya la eliminación de cualquier apoyo a las energías renovables que pueda distorsionar el precio de mercado. Estas medidas mejoran la competitividad de las tecnologías de almacenamiento, su atractivo para las plantas de ER y mejoran los flujos de ingresos a los que pueden estar sujetas. 48  Energy Concept 2010. Este marco político es la materialización de la "energiewende", establece la política energética de Alemania hasta 2050 y establece específicamente medidas para el desarrollo de fuentes de energía renovables, redes eléctricas y eficiencia energética. Marca el camino para la reducción de las emisiones de GEI en un 55% para 2030 (con la ambición de alcanzar más del 80% en 2050); establece el objetivo de generación de energía renovable en un 50% para 2030 y marca la necesidad de una expansión masiva de la capacidad instalada de energía eólica; llama al desmantelamiento de las plantas nucleares para 2022; apoya específicamente la expansión de la capacidad de almacenamiento de energía y la participación del vehículo eléctrico en el equilibrio de la red. Bajo la "energiewende" también se crearon el Programa de Investigación Energética, el Fondo de Eficiencia Energética, la Iniciativa Nacional sobre el Clima y el Plan Nacional de Desarrollo para la Movilidad Eléctrica.  Energy Package 2011: se concentra en cinco grandes esferas de acción: infraestructura de red eléctrica mejorada , un sistema eléctrico flexible, energías renovables en crecimiento, mayor eficiencia energética y una mayor inversión en investigación y desarrollo, especialmente en tecnologías de almacenamiento. Consiste en siete leyes revisadas y una ordenanza : Ley de la Industria Energética (EnWG), Ley de Energías Renovables (EEG), Ley para Acelerar la Expansión de Redes Eléctricas (NABEG), Ley de energía nuclear, Ley de fondos de energía y clima, Ley para fortalecer el desarrollo compatible con el clima en las ciudades y municipios, Ley de incentivos fiscales para la modernización de edificios residenciales, y Ordenanza sobre la adjudicación de contratos públicos.  Ley de la Industria Energética (EnWG, 2011): revisada por primera vez en 2005 y luego nuevamente en 2011, contiene las reglas básicas para el sector energético. Esta ley dirige las reglas de desagregación del sector eléctrico, establece tareas para las autoridades de la Red de los Lander y regula la conexión física con líneas de transporte en plantas de menos de 100MW.  Ley de Energías Renovables (EEG, 2011): revisada en 2014 y nuevamente en 2017, busca la expansión rentable de las energías renovables y hace que la mayoría de los objetivos definidos en el Energy Concept 2010 sean legalmente vinculantes. El EEG establece un sistema de tarifas para fuentes renovables mayores de 10MW (el "Recargo EEG" o "EEG- Einspeisevergütung"), dando prioridad a la conexión a la red a fuentes renovables.  Ley del Mercado de Electricidad (StrommarktG, 2016): hace legalmente vinculante las disposiciones contenidas en el proyecto Electricity Market 2.0 y modifica diversas leyes y ordenanzas. Sus disposiciones clave son: formación de precios gratuita, que refleja la escasez y permite picos; seguimiento de la seguridad del suministro a nivel europeo; mejora de la transparencia con la creación de plataformas de información; revisión de tarifas de red para evitar discrepancias regionales; introducción de una reserva de capacidad como se detalla en la Ordenanza de Reserva de Capacidad (2GW para 2019); y desmantelamiento de las plantas de lignito para 2021. 49 5.4.3. Regulación específica sobre el almacenamiento de energía La regulación alemana aborda específicamente el almacenamiento de energía y su promoción, enfocándose en promover la investigación y en eliminar las barreras que dificultarían su competitividad en el mercado. El Energiwende en su Sección D.3 llama específicamente a la eliminación de las tarifas de red para las nuevas plantas de almacenamiento y a aprobar los sistemas de almacenamiento de energía para el control del mercado de energía. En su sección F reconoce que El Plan Nacional de Desarrollo para la Movilidad Eléctrica tendrá que considerar que los vehículos eléctricos almacenarán electricidad y, por lo tanto, ayudarán a equilibrar la oferta y la demanda. En su sección G establece que el Programa de Investigación Energética debería tener como una de sus principales prioridades los sistemas de almacenamiento de energía y la tecnología de red. El EnWG prevé el almacenamiento como un servicio para integrar las energías renovables y establece que las nuevas instalaciones de almacenamiento están exentas de los cargos habituales de la red. El EEG (Sección 61K) establece que al almacenamiento de energía se le debe cargar sólo las tarifas correspondientes a la inyección de energía en la red, e incluye también la cantidad correspondiente a las pérdidas de electricidad. También establece en su última revisión que la energía inyectada del almacenamiento debería beneficiarse de la tarifa de alimentación (recargo EEG) diseñada para la generación de energía renovable. 5.4.4. Evaluación de los principales aspectos de la regulación específica.  Definición de almacenamiento: el almacenamiento de energía en Alemania no se define como un activo específico de la red en sí mismo y, por lo tanto, está sujeto a disposiciones relacionadas con la actuación como consumidores o generadores de electricidad. Sin embargo, con la implantación de la nueva Directiva de Electricidad 2019/944, Alemania incorporará la definición establecida en la misma para la Unión Europea.  Propiedad: en línea con las políticas de desagregación de la Unión Europea, las entidades reguladas alemanas no pueden poseer y operar instalaciones de almacenamiento sujetas a las excepciones que se detallan en la Directiva de Electricidad 2019/944.  Tarifas de red: las tecnologías de almacenamiento conectadas a la red solo pagarán tarifas de red una vez, relacionadas con la electricidad inyectada a la red, pero no pagarán tarifas de red como consumidores.  Requisitos técnicos en mercados mayoristas: EPEX Spot no proporciona acceso específico a las tecnologías de almacenamiento, aunque sus características benefician al almacenamiento asociado a las plantas de energías renovables, al tener acceso prioritario y un mercado continuo intradía. En 2011, EPEX creó un enfoque de subasta intradía de contratos de 15 minutos y una oferta mínima de 0.1MW para el mercado alemán, facilitando el comercio con fuentes de energía intermitentes como RES y abriendo oportunidades para que las tecnologías de almacenamiento participen eventualmente. 50  Requisitos técnicos de servicios de red: es en la provisión de servicios de balance donde la regulación alemana ha avanzado más. El hecho de que los servicios de FCR (Frequency Containment Reserve) sean remunerados ha sido muy atractivo para los inversores en almacenamiento de baterías en Alemania. Sin embargo, los servicios FRR (Frequency Restoration Reserve) no han sido tan atractivos debido a la reducción de los precios y la necesidad de una estrategia de licitación más compleja.  Acceso a los mercados de capacidad. EEG 2017 creó un nuevo mercado de capacidad para RES a través de un sistema de subastas competitivo, sin embargo, no se espera que el almacenamiento permita participar.  Participación de prosumidores y agregación: deberá abrir los mercados a la participación de nuevos actores de acuerdo con la nueva regulación europea. Alemania también está desarrollando el proyecto MieterStrom, respaldado por la UE, que busca el desarrollo de un modelo de negocio para la generación de energía solar fotovoltaica agregada en comunidades de vecinos.  Acceso a incentivos para energías renovables: se establece que la energía inyectada del almacenamiento debería beneficiarse de la tarifa de alimentación (recargo EEG) diseñada para la generación de energía renovable. de vanguardia.  Desarrollo de proyectos demostrativos: se han apoyado proyectos de almacenamiento de energía en varios programas gubernamentales. El KfW-275 subvencionaba hasta el 30% de la inversión necesaria para un sistema fotovoltaico con almacenamiento. Los altos precios de la electricidad y la reducción de las tarifas de alimentación hicieron que este programa pudiera impulsar el almacenamiento residencial con baterías. BMWi también ha apoyado el desarrollo del almacenamiento a través de su Iniciativa de Financiación del Almacenamiento de Energía, que ha estado apoyando desde 2012 aproximadamente 250 proyectos con 200 millones de euros. Los proyectos cubiertos por la iniciativa de financiación abarcan desde baterías en los hogares, hasta sistemas de almacenamiento del rango de megavatios y proyectos para el almacenamiento a largo plazo donde la electricidad renovable se utiliza para producir hidrógeno en electrolizadores. Los principales proyectos de baterías en Alemania se han desarrollado para participar en el control primario de frecuencia. Se han probado otros programas innovadores para la agregación de baterías (RegModHarz) o para el reciclaje de baterías de vehículos (Daimler).  Existencia de objetivos específicos: el gobierno alemán no tiene un objetivo específico para la implantación de las tecnologías de almacenamiento, aunque se espera que su desarrollo sea impulsado por los ambiciosos objetivos de energías renovables.  Existencia de estándares específicos: el país aún no cuenta con estándares para tecnologías de almacenamiento que puedan servir como referencia para la industria. Sin embargo la Asociación Alemana de Almacenamiento de Energía (BVES) ha publicado pautas de seguridad relacionadas con las instalaciones de baterías behind the meter. 51 5.5. Reino Unido 5.5.1. Principales agentes del sector eléctrico El Reino Unido está formado por cuatro países: Inglaterra, Escocia, Gales e Irlanda del Norte, cada uno con sus propias administraciones autónomas. El Gobierno del Reino Unido está organizado en 24 departamentos ministeriales, departamentos no ministeriales y las agencias ejecutivas correspondientes.  Departamento de Negocios, Energía e Estrategia Industrial (BEIS): es el departamento ministerial que fusiona los departamentos de Energía y Cambio Climático (DECC) y el Departamento de Negocios, Innovación y Habilidades (BIS), siendo responsable de la política del Reino Unido sobre energía, cambio climático e innovación, entre otros. La política energética es uno de los asuntos que no se ha transferido a las regiones, aunque algunos parlamentos como el escocés, tienen capacidad de planificación para influir en el desarrollo de nuevas plantas de generación.  Oficina del Mercado de Electricidad y Gas (OFGEM): este departamento es el regulador gubernamental del Reino Unido para los mercados de electricidad y gas. Su tarea principal es proteger a los clientes y promover la competencia. El órgano rector de la OFGEM es la Autoridad de Mercados de Gas y Electricidad (GEMA).  Competencia y la Autoridad de Mercados (CMA): este departamento es responsable del fortalecimiento de la competencia comercial y de evitar situaciones de abuso de poder en el mercado. 5.5.2. Política energética El sector eléctrico en el Reino Unido opera conforme a una legislación específica, licencias y requisitos para la industria, bajo la supervisión del regulador OFGEM.  Ley de Electricidad 1989: se estableció el régimen de licencias para generadores y se definieron los deberes de OFGEM. Esta ley también definió las reglas de desagregación entre las actividades reguladas y liberalizadas en el sector eléctrico, particularmente entre las actividades de transporte y generación. La modificación de la ley en el año 2000 creó a GEMA como órgano rector para OFGEM.  Leyes de energía 2004 a 2013. La Ley de energía de 2008 apoyó el desarrollo de energía renovable y la definición de esquemas de tarifas de alimentación para pequeñas instalaciones de generación renovable (<5MW). Las siguientes leyes de energía crearon tres enfoques para la promoción de la generación baja en carbono: Contrato por diferencias (CFD), Tarifas de alimentación o Feed-In Tariff (FIT), obligaciones para renovables (RO). La Ley de Energía de 2013 conllevó la Reforma del Mercado Eléctrico (EMR), estableciendo disposiciones para la generación baja en carbón. Las principales reformas se refieren a la creación del marco de CFD para la promoción de la generación baja en carbón, la sustitución de los esquemas de RO por los Certificados de Obligaciones Renovables (ROC), la creación 52 de un mercado de capacidad para la nueva generación con objeto de proporcionar seguridad de suministro, y la aprobación de una Norma sobre emisiones (EPS) que limita la cantidad de emisiones producidas por la generación de combustibles fósiles a 450 g/kWh hasta 2045.  Códigos de la industria. Los principales códigos de la industria que influyen en el funcionamiento del sector eléctrico son el Código de conexión y uso del sistema (CUSC), el Código de balance y liquidación (BSC), el Código de Red, El Código de Distribución, el Código del Operador del Sistema - Propietario del Transporte (STC) y el Acuerdo de conexión de distribución y uso del sistema (DCUSA). 5.5.3. Regulación específica sobre el almacenamiento de energía Las leyes existentes en el Reino Unido no abordan directamente la tecnología de almacenamiento. El documento regulatorio que más influye en el desarrollo del almacenamiento de energía en el Reino Unido es el Código de Equilibrio y Liquidación (BSC). El BSC contiene los convenios para el mercado mayorista, con un enfoque particular en el balance y la liquidación. Según este código, el NGET organiza subastas o, y si no hay suficiente demanda, firma contratos bilaterales para la provisión de reservas y servicios. Aunque el almacenamiento no se trata específicamente en la regulación, el regulador del sistema eléctrico del Reino Unido publicó el Smart Systems and Flexibility Plan (OFGEM 2017), que influye en el desarrollo de fuentes de flexibilidad como las tecnologías de almacenamiento de energía. Este documento incluye una serie de acciones que OFGEM llevará a cabo para eliminar las barreras regulatorias para las tecnologías de almacenamiento, definir nuevas opciones para el diseño del mercado y para la creación de planes financieros del gobierno. Las principales acciones que OFGEM identifica como limitantes para desarrollo de tecnologías de almacenamiento son las siguientes: la definición de almacenamiento de energía debe incluirse en la Ley de Electricidad como un subconjunto de activos de generación; se debe revisar la planificación de la red nacional e incluir umbrales para el almacenamiento; se debe eliminar todo tipo de gravámenes sobre las tecnologías de almacenamiento de energía, ya que deben tratarse como generadores y hacerlos beneficiarios de estas medidas de promoción, incluidas las tasas para RO, CM, FITs y CFD; se deben desarrollar estándares de seguridad para el almacenamiento en colaboración con el British Standards Institute; y se remarcan las disposiciones sobre desagregación que evitan que TSO posea y opere tecnologías de almacenamiento de energía. OFGEM también propone llevar a cabo reformas de mercado que lo hagan más atractivo para los proveedores de flexibilidad. Estas reformas se coordinarán con NGET y estarán dirigidas a crear mejores señales de precios en los mercados de capacidad de reserva. Deben permitir la participación de agregadores y que las tecnologías de almacenamiento acumulen flujos de ingresos por la reserva de capacidad y por la provisión de servicios auxiliares. 53 5.5.4. Evaluación de los principales aspectos de la regulación específica.  Definición de almacenamiento: no existe una definición de almacenamiento de energía en la regulación del Reino Unido, sin embargo, se espera que se incluya en la modificación de Ley de Electricidad como una clase de activo de generación diferente.  Propiedad: OFGEM se posiciona para que los TSO que no posean activos de almacenamiento, garantizando la desagregación.  Tarifas de red: actualmente hay un doble cargo por almacenamiento como consumidor y como generador para la red, aunque OFGEM está apoyando la modificación de la Ley de electricidad para incluir el almacenamiento como subconjunto de la tecnología de generación, estando sujeto solo a tarifas por inyectar energía.  Requisitos técnicos en mercados mayoristas: EPEX Spot no proporciona acceso específico a las tecnologías de almacenamiento, aunque sus características benefician al almacenamiento asociado a las plantas de energías renovables, al tener acceso prioritario y un mercado continuo intradía. En el Reino Unido existe un comercio particular, la "UK Half Hour Day-Ahead 15:30 Auction", que funciona bajo los mismos términos que el mercado tradicional diario, pero con productos de 30 minutos y lotes con un tamaño mínimo de 0.1MW, que puede abrir oportunidades potenciales al almacenamiento para participar en el mercado.  Requisitos técnicos de servicios de red: el servicio Enhanced Frequency Response (EFR) para el control de frecuencia fue introducido por NGET y está específicamente diseñado para tecnologías de almacenamiento de energía. Se requiere una velocidad de respuesta de menos de 1 segundo, y el proveedor debe poder proporcionar el 100% de capacidad para un mínimo de 15 minutos. Se permite la acumulación de ingresos por el mercado de capacidad y por la provisión de los servicios auxiliares.  Participación de prosumidores y agregación: NGET está explorando la posibilidad de mejorar la participación de agregación de productos diferentes al STOR, donde las unidades de generación de más de 3MW ya pueden agregarse. Las plantas de energía virtual (VPP) también se están desarrollando y se espera que abran nuevas oportunidades para el almacenamiento distribuido.  Acceso a incentivos para energías renovables: OFGEM prevé abrir los mecanismos disponibles actualmente para la promoción de las energías renovables (CFD, FIT y RO) a la participación del almacenamiento también.  Acceso a los mercados de capacidad: la Ley de Electricidad de 20 establece un mercado de capacidad en el que las tecnologías de almacenamiento no se benefician de los esquemas de CFD. El atractivo para la participación del almacenamiento en las subastas ha sido limitado.  Desarrollo de proyectos demostrativos: el Gobierno tiene dos iniciativas financieras principales a través del programa Smart Innovation (2017) y del Industrial Challenge Fund , 54 para promover tecnologías disruptivas, incluidas las baterías. Además, el Reino Unido creó el Instituto de la Batería para promover la investigación sobre estas tecnologías.  Existencia de objetivos específicos: no existen objetivos específicos para el almacenamiento, aunque será impulsado por la Ley de Cambio Climático que prevé una reducción del 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2050.  Existencia de estándares específicos: no existen estándares específicos para las instalaciones de almacenamiento, aunque el British Standards Institute está trabajando en un marco de seguridad y salud en colaboración con OFGEM. 5.6. Nueva York 5.6.1. Principales agentes del sector eléctrico El gobierno del estado de Nueva York está dividido en veinte departamentos, cada uno de ellos agrupando varias oficinas sectoriales. La política energética estatal está sujeta a la dirección federal dada por FERC, tal como se describe en el capítulo sobre los Estados Unidos.  Oficina de Cambio Climático y Energía: esta oficina está integrada en el Departamento de Conservación Ambiental (DEC), está a cargo del desarrollo de políticas y programas que se centran especialmente en garantizar la sostenibilidad del sistema de generación y promover la reducción de las emisiones de GEI y las fuentes renovables.  Comisión de Servicio Público de Nueva York (PSC): es la comisión de servicios públicos del gobierno del estado de Nueva York que regula y supervisa los sectores de electricidad, gas, agua y telecomunicaciones. El PSC también está a cargo de implementar la regulación con respecto al sector eléctrico, como la Reforming Energy Vision (REV) o el Clean Energy Standar (CES).  Autoridad para la Investigación y Desarrollo de Energía del Estado de Nueva York (NYSERDA): es la institución pública encargada de promover la investigación sobre el estado del sector eléctrico y las nuevas tecnologías, canalizando programas de financiamiento para promover la eficiencia energética y el desarrollo de energías renovables. El DEC y el PSC participan en su gobierno.  Operador del Sistema Independiente de Nueva York (NYISO): es la entidad que opera el mercado estatal diario de la electricidad, el mercado en tiempo real y el mercado de regulación, y lleva a cabo una planificación a largo plazo del sector eléctrico. 5.6.2. Política energética La base para la regulación del sector energético en el estado de Nueva York se encuentra en la Ley de Energía (1976). Esta contiene las instrucciones básicas para la política energética del 55 Estado que rigen el suministro de energía, la planificación energética y los estándares tecnológicos. El gobierno ha generado nuevos procedimientos regulatorios y planes basados en esta ley.  Reforming Energy Vision (REV, 2014): este conjunto de procedimientos regulatorios e iniciativas políticas busca reformar el entorno del mercado energético para facilitar las inversiones en energías renovables y en tecnologías inteligentes en el sector, con un enfoque particular en la generación de energía distribuida. Se enfoca en dar forma a los desafíos sobre la propiedad de los DER, e igualmente en los cambios necesarios en la regulación actual, tarifas, mercado e incentivos.  New York Energy Plan (2015): este plan define las acciones para la planificación de la energía eléctrica, establece una reforma regulatoria para integrar la energía limpia en la red, rediseña programas para promover inversiones privadas y promueve soluciones innovadoras de energía.  Estándar de energía limpia (CES, 2016): es el estándar a través del cual el estado de Nueva York establece oficialmente el objetivo del 50% del consumo de electricidad con recursos renovables para 2030. Crea mecanismos de créditos de energía dirigidos a proveedores para lograr este objetivo, con dos componentes: el programa de crédito de cero emisiones (ZEC), y los créditos estándar de energía renovable (REC). Para garantizar un nuevo suministro renovable, NYSERDA se encargará de gestionar contratos a largo plazo con nuevos generadores durante 20 años. Los REC comenzaron en 2016 y son administrados por NYSERDA. 5.6.3. Regulación específica sobre el almacenamiento de energía La regulación que influye en el desarrollo del almacenamiento de energía está en línea con las disposiciones establecidas por la FERC, particularmente en la Orden 841 que exige la plena integración de las tecnologías de almacenamiento en el mercado de la electricidad. REV presenta los cambios necesarios en las estructuras regulatorias, tarifarias, de mercado e incentivos actuales del sector eléctrico con el objetivo de disponer de una estructura de generación renovable del 50%, algo que impulsará los proyectos de almacenamiento. En 2018 se presentó la Hoja de ruta para el almacenamiento de energía, programa que es la principal iniciativa para impulsar los proyectos de almacenamiento de energía. Comenzó con la aprobación del mandato de almacenamiento (S.5190 / A6571) a través del cual el gobierno se comprometió a tener 1.500 MW de almacenamiento de energía instalados para 2025. Se establece un nuevo modelo de participación en el mercado que permite que el almacenamiento participe en los mercados mayoristas y de servicios de red, abriendo reformas regulatorias y estableciendo programas de financiación. La mayoría de los objetivos de la hoja de ruta se lograrán a través de la integración de las tecnologías de almacenamiento de NYISO en los mercados mayoristas. La hoja de ruta seguirá las instrucciones de la orden 841 de la FERC y se divide en tres fases: fase de integración del almacenamiento de energía (2017-2020), 56 optimización del almacenamiento de energía (2019-2022), y agregación de renovables y almacenamiento (2020-2023). Durante la fase 1, se definirá una nueva categoría para la participación en el mercado de las tecnologías de almacenamiento de energía, identificando nuevos parámetros de licitación necesarios. La propuesta es que NYISO cree un modelo de oferta única que permitiría a los agentes de almacenamiento cambiar entre generador y consumidor en el período de 1 hora, eliminar los límites de ELR (Energy Limited Resource) que requieren un suministro garantizado de 4 horas, y reducir el límite de participación en el mercado de 1MW a 0.1MW. Durante la fase 2, NYISO propondrá a los propietarios de las tecnologías de almacenamiento convertirse en el administrador del estado de carga de los dispositivos, por lo que esta restricción podría incluirse en el mercado. En la fase 3, NYISO comenzará a emparejar el almacenamiento con nuevas fuentes de energía renovables. NYISO también reconoce la necesidad de acumular ingresos de diferentes fuentes para el almacenamiento de energía, por lo que también está estudiando la doble participación (en los mercados mayorista y minorista) y la integración de tecnologías de almacenamiento en la provisión de servicios auxiliares. 5.6.4. Evaluación de los principales aspectos de la regulación específica.  Definición de almacenamiento: el Estado de Nueva York contempla la definición a nivel federal incluida en el RM16-23 y la Orden FERC 841.  Propiedad: dado que la mayoría de las redes de los EE. UU. son propiedad de utilities, estas no tienen límite para poseer activos de almacenamiento. Además, la Orden 784 de FERC permite la provisión de servicios auxiliares por parte de terceros utilizando tecnologías de almacenamiento.  Tarifas de red: las tecnologías de almacenamiento pueden operar sus transacciones al precio marginal de mercado según la ubicación del nodo, según lo establecido en la Orden 745, evitando los costes de tarifas de red.  Requisitos técnicos en mercados mayoristas: en base a la orden FERC 841, el modelo para participación en el mercado de NYISO contempla la integración de los parámetros de licitación requeridos por el almacenamiento. La propuesta de NYISO es crear un modelo de oferta única que permitiría a los agentes de almacenamiento cambiar entre generador y consumidor en el período de 1 hora, eliminar los límites de ELR (Energy Limited Resource) que requieren un suministro garantizado de 4 horas, y reducir el límite de participación en el mercado de 1MW a 0.1MW.  Requisitos técnicos de servicios de red: según la orden 841 de la FERC, se establecerá un esquema de remuneración para el almacenamiento basado en el rendimiento para la provisión de servicios de reserva. NYISO también reconoce la necesidad de acumular 57 ingresos de diferentes fuentes para el almacenamiento de energía, por lo que también está estudiando permitir la doble participación (en los mercados mayorista y minorista) y la integración de tecnologías de almacenamiento en la provisión de servicios auxiliares.  Participación de prosumidores y agregación: la agregación de fuentes renovables y almacenamiento se consideran en la tercera fase (2020-2023) de la Hoja de ruta para el almacenamiento de energía.  Acceso a incentivos para energías renovables: siguiendo las directrices marcadas por la FERC, el almacenamiento puede beneficiarse del incentivo fiscal bajo el ITC.  Acceso a los mercados de capacidad: NYISO sigue la Orden 841 de FERC, por la que el almacenamiento puede participar en los mercados de capacidad regional gestionados por las ISO.  Desarrollo de proyectos demostrativos: la Hoja de ruta para el almacenamiento de energía liberará recursos financieros para proyectos de almacenamiento.  Existencia de objetivos específicos: con la aprobación del mandato de almacenamiento (S.5190 / A6571) el gobierno se comprometió a tener 1.500 MW de almacenamiento de energía instalado para 2025.  Existencia de estándares específicos: NYSERDA está elaborando normas y requisitos de seguridad para los proyectos de almacenamiento con baterías. 5.7. California 5.7.1. Principales agentes del sector eléctrico  Agencia de Recursos Naturales de California (CNRA): agencia que se encarga de proteger los lugares naturales y culturales, y controlar el uso de la tierra y los ríos.  Comisión de Energía de California (CEC): es la principal agencia pública a cargo de la política y planificación energética, estando bajo la jurisdicción de la CNRA. Realiza pronósticos sobre la demanda de energía, promueve programas de energía renovable y eficiencia energética, dirige planes de financiación, y promueve la investigación y la innovación.  California Public Utilities Commission (CEPUC): es la agencia encargada de regular a las utilities de propiedad privada en los sectores de energía eléctrica, telecomunicaciones, gas natural y agua. Entre sus funciones se encuentran establecer estándares y normas de seguridad, autorizar cambios en las tarifas, evitar el abuso de poder en el mercado, implementar programas de eficiencia y conservación de energía, y hacer cumplir la Ley de Calidad Ambiental de California. 64  Evolución del coste de sistemas de almacenamiento de 1 hora de duración (a nivel de utilities). Según se puede ver en la siguiente gráfica donde estima la evolución del coste de un sistema de 50 MW/ 50 MWh, igualmente se espera que el coste se reduzca a aproximadamente la mitad para 2030. Figura 6.5. Evolución del coste de un sistema de almacenamiento de 1 hora de duración, desglosado según sus componentes. Fuente: BloombergNEF  Evolución del coste de sistemas de almacenamiento para uso residencial. Según se puede ver en la siguiente gráfica donde se estima la evolución del coste de un sistema de 5 kW/14 kWh para uso residencial, igualmente se espera que el coste se reduzca a aproximadamente la mitad para 2030. Figura 6.6. Evolución del coste de un sistema de almacenamiento para uso residencial, desglosado según sus componentes. Fuente: BloombergNEF 200 182 165 148 130 113 95 89 83 77 72 68 42 39 36 34 33 31 31 30 30 29 29 28 58 50 46 42 39 37 35 35 34 33 32 32 20 18 16 15 14 13 12 12 12 12 11 11 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 30 25 23 21 19 17 16 16 15 15 14 61 56 53 50 47 45 44 44 43 42 42 41 19 18 17 17 16 16 16 16 16 16 15 15 27 25 23 21 19 18 16 16 15 15 14 14 477 434 400 369 338 311 286 277 267 258 251 243 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Real 2019 $/kWh Developer margin Developer overheads EPC* System integrator margin Transformer Energy management system PCS Balance of System Battery rack 279 253 227 201 175 149 123 113 104 97 90 84 186 174 164 154 146 140 134 130 126 123 119 116 79 75 73 70 68 66 64 63 61 60 59 58 179 171 165 159 153 149 145 142 139 137 134 132 721 673 628 584 542 503 467 448 431 417 403 390 0 100 200 300 400 500 600 700 800 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 $/kWh Installation Other hardware Inverter Battery 65 6.3. Evolución del coste y del rendimiento de las baterías de almacenamiento en función de su tecnología. Seguidamente vamos a realizar un análisis y comparación de las características principales para el rendimiento de las baterías en función de su tecnología, así como de sus costes de instalación previstos. Actualmente las baterías de Li-ion son las que tienen una mayor densidad de energía y de potencia. La densidad de energía puede variar desde los 200 Wh/l hasta los 735 Wh/l. Igualmente la densidad de potencia de las baterías puede variar significativamente, debido a que sus celdas pueden estar diseñadas para una alta velocidad de descarga, donde la potencia es el principal requisito, o diseñadas para baja velocidad de descarga. Por tanto, la densidad de potencia de las baterías de Li-ion puede variar desde 100 W/l hasta los 10.000 W/l. Figura 6.7. Densidad de energía y de potencia de las baterías en función de su tecnología. Fuente: International Renewable Energy Agency. Nota: LA = lead-acid; VRLA = valve-regulated lead-acid; NaS = sodium sulphur; NaNiCl = sodium nickel chloride; VRFB = vanadium redox flow battery; ZBFB = zinc bromine flow battery; NCA = nickel cobalt aluminium; NMC/LMO = nickel manganese cobalt oxide/lithium manganese oxide; LFP = lithium iron phosphate; LTO = lithium titanate. Además de la disminución de costes de las baterías con tecnología de Li-ion, su capacidad para proporcionar servicios de alta potencia o energía con una limitación de espacio y de peso, es una de las principales razones para su implementación en aplicaciones portátiles y su uso en el mercado de la electromovilidad. También pueden proporcionar mayor eficiencia que otras tecnologías. Al examinar la vida útil de las baterías (en términos equivalentes de ciclos completos) y los costos de instalación, las baterías de plomo-ácido se destacan como las de coste de instalación más bajo, pero con la vida útil más baja también. Las baterías de alta temperatura representan un punto intermedio con valores competitivos de costes de instalación, que son más altos que las de plomo-ácido, pero más bajos que las baterías de iones de litio y de flujo. Al mismo tiempo se comportan favorablemente en términos de vida útil, eclipsando a todas las baterías de iones de litio excepto las LTO, pero sin alcanzar la alta vida útil de las baterías de flujo. Las baterías de iones de litio NCA, NMC / LMO y LFP tienen costes de instalación relativamente competitivos, sin embargo tienen una vida útil relativamente pequeña a excepción de las baterías de LTO. 66 Figura 6.8. Vida útil y costes de instalación de las baterías en función de su tecnología. Fuente: International Renewable Energy Agency. El pronóstico para la evolución del coste de las baterías es prometedor, para 2030 se estima una disminución de entre un 50 % y 66 % dependiendo de la tecnología según puede ver en la siguiente gráfica. Figura 6.9. Estimación de costes de instalación de las baterías para 2030 en función de su tecnología. Fuente: International Renewable Energy Agency. Además de la reducción del coste de instalación de las baterías, también está mejorando su rendimiento y su vida útil. Aunque para 2030 se espera que las baterías LTO y ZBFB tengan los costes de instalación más altos, también tendrán los ciclos de vida útil mayores. Aunque 67 se espera que las baterías de NaS tengan valores de referencia de cerca de 7.500 ciclos para 2030, seguirá siendo inferior a los 10.000 ciclos de las ZBFB, los 13.000 de las VRFB y los 19.100 de las LTO. Figura 6.10. Estimación de costes de instalación y vida útil de las baterías para 2030 en función de su tecnología. Fuente: International Renewable Energy Agency. Aunque la viabilidad económica de cada proyecto depende de su uso y aplicación, así como del contexto, el efecto combinado de la reducción de costes de capital y el aumento de la vida útil de las baterías aseguran impulsar un mayor despliegue de los sistemas de almacenamiento para proveer de servicios al sistema eléctrico. La disminución del coste de los sistemas basados en baterías LTO irá acompañada de un incremento de su vida útil de casi un 90 % aproximadamente sobre los valores actuales. Otras tecnologías de Li-ion tendrán también mayor vida útil y sus costes se reducirán considerablemente, posicionándolas como soluciones competitivas para aplicaciones que no requieran una alta vida útil. 68 7. MARCO DE VALORACIÓN PARA LOS PROYECTOS DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Recientemente en marzo de 2020 la International Renewable Energy Agengy - IRENA ha publicado el informe Electricity Storage Valuation Framework (ESVF), diseñado para identificar el valor del almacenamiento de electricidad y que pueda ser tomado como referencia para los principales actores de los sistemas eléctricos. En él se dan unas pautas para evaluar el valor de estos sistemas y asegurar la viabilidad de los proyectos bajo el marco regulatorio existente, así como comparar los beneficios que proporcionan con otras alternativas que también pueden proveer de flexibilidad al sistema. Para cubrir este objetivo, se establece una metodología dividida en las siguientes fases: 1. Identificar los servicios que el almacenamiento puede dar para apoyar la integración de las energías renovables. 2. Relacionar las tecnologías de almacenamiento adecuadas para los servicios identificados. 3. Analizar el valor del sistema de almacenamiento en comparación con otras opciones alternativas de flexibilidad. 4. Simular la operación del sistema de almacenamiento y la acumulación de beneficios por distintas fuentes de ingresos. 5. Evaluar la viabilidad económica del proyecto del sistema de almacenamiento. Figura 7.1. Fases de la metodología propuesta en Electricity Storage Valuation Framework (ESVF). Fuente: IRENA 7.1. Metodología Seguidamente se resumen las distintas fases contempladas en la metodología del informe Electricity Storage Valuation Framework (ESVF). 7.1.1. Fase 1: Identificar los servicios que el almacenamiento puede dar para apoyar la integración de las energías renovables. En esta fase se identifican los servicios que el almacenamiento puede proporcionar. Se clasifican en función de la aplicación a la que vaya a ser destinado, de acuerdo a su capacidad para proporcionar servicios de red, reserva de capacidad, regulación de frecuencia, diferir 69 la inversión necesaria en infraestructura de transporte y distribución, gestión de la demanda, etc… Figura 7.2. Servicios que pueden proporcionar los sistemas de almacenamiento. Fuente: IRENA El almacenamiento de electricidad indirectamente puede proporcionar servicios secundarios en paralelo a su función primaria originalmente planificada. Por lo tanto, la contribución del almacenamiento de electricidad para facilitar la integración de VRE podría ser indirecta. Por ejemplo, una central hidroeléctrica de bombeo que presta servicios como el arbitraje de electricidad, la regulación de frecuencia o la provisión de inercia, también podría reducir el vertido de VRE al mismo tiempo. Del mismo modo, una planta de aire comprimido CAES ubicada junto con plantas de energía renovables y que tiene como función principal maximizar el beneficio de la planta híbrida (por ejemplo mediante la provisión de capacidad firme y el arbitraje energético) también podría indirectamente diferir la necesidad de plantas de capacidad por puntas de carga máxima y reducir el necesidad de servicios auxiliares. 7.1.2. Fase 2: Relacionar las tecnologías de almacenamiento adecuadas para los servicios identificados. Los servicios de almacenamiento identificados en la fase anterior se complementan con un análisis exhaustivo de los parámetros técnicos y comerciales de las tecnologías de almacenamiento de electricidad vigentes para determinar las más adecuadas para cada servicio. Los parámetros técnicos y comerciales considerados de las tecnologías de almacenamiento son los siguientes:  Parámetros técnicos: eficiencia, velocidad de carga, velocidad de descarga, densidad de energía, densidad de potencia, profundidad de descarga (DoD), temperatura máxima de funcionamiento y seguridad por estabilidad térmica, etc. 70  Parámetros comerciales: inversión necesaria en almacenamiento (CAPEX), inversión necesaria en el sistema de conversión de energía (PCS CAPEX), años necesarios para el desarrollo y construcción del proyecto, costes de operación, vida útil y madurez de la tecnología, etc. Figura 7.3. Ejemplo de valores tipo de los parámetros técnicos y comerciales de las distintas tecnologías de almacenamiento. Fuente: IRENA Basándonos en los valores de los parámetros anteriores, se puede asignar una puntuación a cada uno de ellos para cada tecnología. Igualmente se asigna un peso específico a cada parámetro en función de la aplicación o uso que tendría el sistema de almacenamiento, ya que algunas aplicaciones determinados parámetros son más relevantes que otros. Considerando las puntuaciones de cada parámetro y su peso específico en función de la aplicación, se llega a una matriz de idoneidad con una puntuación ponderada que relaciona las tecnologías más adecuadas para determinadas aplicaciones. Dicha matriz se puede presentar como un mapa de colores en el que en verde se indiquen las tecnologías más adecuadas para cada aplicación, y en rojo las menos adecuadas, según el ejemplo que se puede ver en la siguiente gráfica. Figura 7.4. Ejemplo de matriz de idoneidad de las distintas tecnologías para las distintas aplicaciones. Fuente: IRENA 71 7.1.3. Fase 3: Analizar el valor del sistema de almacenamiento en comparación con otras opciones alternativas de flexibilidad. En esta fase se evalúa el almacenamiento tanto por su eficacia en la prestación de servicios identificados como por su atractivo económico en comparación con otras alternativas. En determinados casos puede haber otras fuentes de flexibilidad que sean más competitivas. La comparación se realiza contemplando y optimizando tanto el menor coste de expansión como los costes de producción. En el sector eléctrico se utilizan herramientas de optimización apropiadas para identificar las inversiones de menor coste que cumplan con el perfil proyectado de la demanda de electricidad (demanda actual o futura) de un sistema eléctrico sujeto a restricciones técnicas y políticas aplicables. Igualmente se identifican los costes de producción y se tienen en cuentan restricciones de operación. El enfoque para estimar el valor de almacenamiento en todo el sistema eléctrico comprende los siguientes pasos:  para identificar la inversión óptima, el almacenamiento de electricidad se considera junto con otras tecnologías alternativas en un proceso de optimización de expansión de capacidad de menor coste. Se consideran también los costes de producción para una estimación precisa del valor durante el período de estudio.  el paso anterior se repite eliminando el almacenamiento como una de las opciones disponibles (se incluyen sólo las tecnologías alternativas). El análisis de expansión de capacidad proporcionará un conjunto de soluciones alternativas para satisfacer las necesidades del sistema.  una comparación de los costes totales para el sistema obtenidos entre el escenario sin almacenamiento y el escenario con almacenamiento, proporcionará el valor total que el almacenamiento puede aportar al sistema durante el período de estudio. En general, los principales tipos de beneficios que pueden estimarse siguiendo la metodología propuesta anteriormente se relacionan con la reducción de los costes de OPEX y la reducción de las necesidades de inversión de CAPEX. El ahorro en CAPEX se consigue al diferir la necesidad de inversión en infraestructuras alternativas de capacidad o de transporte y distribución. Las reducciones de OPEX se pueden estimar utilizando los resultados de los modelos de costes de producción. Se pueden distinguir varios tipos de OPEX: costes de combustible, costes variables de operación y mantenimiento (O&M), coste de emisiones si corresponde, etc. El análisis a nivel de sistema propuesto puede usarse para estudiar sistemas de almacenamiento de electricidad independientes. Una unidad de almacenamiento podría ser un activo propiedad de utilities, u operar de forma independiente en un entorno de mercado específico. 72 En el primer caso, el almacenamiento ofrece servicios para todo el sistema y los costes de CAPEX del sistema de almacenamiento deben compararse por tanto con los beneficios totales que aporta a la utility. Si hay un beneficio neto para la utility, invertir en almacenamiento tiene sentido económico y no hay necesidad de aplicar la Fase 4 del marco de valoración ESVF. En el caso de un proveedor de energía independiente, la Fase 4 del marco de valoración ESFV puede usarse para evaluar si un operador independiente podría obtener ganancias operando el sistema de almacenamiento de forma independiente. Del mismo modo, en un entorno de mercado, los beneficios del almacenamiento deben compararse con las posibles fuentes de ingresos que puede ofrecer el mercado. Una comparación de los dos casos no es suficiente para concluir si tiene sentido invertir en almacenamiento. La viabilidad financiera de un proyecto depende del análisis del proyecto que compara los costes e ingresos de CAPEX y gastos operativos (OPEX). 7.1.4. Fase 4: Simular la operación del sistema de almacenamiento y la acumulación de beneficios por distintas fuentes de ingresos. En esta fase se analiza la operación real de un sistema de almacenamiento, maximizando los ingresos al combinar los distintos servicios que puede proporcionar, y considerando el entorno específico en el que se encuentre, dado que gran parte de los beneficios dependerán del mercado y la regulación que le aplique. Para este análisis se utiliza un software de simulación de despacho, cuyo modelo trata de maximizar las ganancias optimizando la operación del sistema en función de los beneficios que pueda obtener al prestar los servicios de red y de arbitraje de energía, teniendo presente los precios marginales en cada momento. El modelo utilizado para simular los ingresos a nivel de proyecto necesita incorporar una serie de servicios típicos que ofrece el almacenamiento en los mercados de electricidad:  Arbitraje de energía: implica obtener ganancias al cargar el dispositivo cuando los precios de la electricidad son bajos y descargarlo cuando los precios de la electricidad son altos. Dependiendo de sus características técnicas, un dispositivo de almacenamiento puede participar en mercados diarios o intradiarios, o en ambos. Estos servicios son proporcionados generalmente por los sistemas de almacenamiento que tienen una gran capacidad y un tiempo de descarga lento (como las centrales hidroeléctricas de bombeo y las plantas de aire comprimido CAES). Para simular los beneficios del arbitraje, se necesita una serie temporal de los precios de la electricidad en el periodo analizado. Existen algoritmos para tener en cuenta la incertidumbre en los precios de la electricidad, y se pueden realizar análisis de sensibilidad considerando posibles variaciones.  Provisión de servicios auxiliares: su pago puede basarse en la capacidad disponible, la electricidad suministrada, o ambas según el caso. Los pagos por diversos servicios deben ingresarse en el modelo. El almacenamiento de electricidad puede proporcionar simultáneamente múltiples servicios. 73 Considerando los precios marginales, los diversos servicios que puede proporcionar un sistema de almacenamiento pueden optimizarse para maximizar los ingresos que recibe el proyecto. Como resultado de esta optimización, se puede visualizar el despacho hora a hora (o por intervalos más cortos) del sistema y la acumulación de beneficios por sus diversas fuentes de ingresos, según se puede ver en el siguiente ejemplo. Figura 7.5. Simulación de despacho de un sistema de almacenamiento. Fuente: IRENA 7.1.5. Fase 5: Evaluar la viabilidad del proyecto del sistema de almacenamiento. Los beneficios del almacenamiento para todo el sistema solo pueden darse si el proyecto de almacenamiento se considera viable económicamente, lo que significa que hay suficientes fuentes de ingresos para compensar a los propietarios del proyecto por su inversión. Hay que considerar que los beneficios pueden referirse tanto a nivel de sistema (no monetizables) como a nivel de proyecto (monetizables). No todos los beneficios que se producen al sistema se pueden monetizar, o bien el propietario del proyecto no puede obtenerlos directamente, por lo que en muchos casos no se dan los incentivos suficientes para su implementación. Si las fuentes de ingresos disponibles para el propietario del proyecto no son suficientes para cubrir el coste del proyecto de almacenamiento, pero los beneficios que se producen al sistema atribuidos a este proyecto superan su coste, los agentes del sector pueden usar los resultados de este análisis para identificar y considerar incentivos para el desarrollo de estos proyectos. En el marco de valoración ESVF se propone un método más integral que tenga en cuenta todos los beneficios del recurso de almacenamiento de electricidad, tanto las fuentes de ingresos (beneficios monetizables) como los beneficios para el sistema de red (beneficios no monetizables). 80 Figura 8.5. Balance de energía promedio por cada hora del día. Fuente: Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 Figura 8.6. Energía anual promedio en función de la actividad y hora del día. Fuente: Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 Figura 8.7. Ingresos anuales en función del servicio prestado por el sistema. Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 81 8.3. Análisis de rentabilidad y comparativa en función de la región o regulación específica. Seguidamente vamos a realizar una comparativa de la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento conectados a red en función de la región o regulación específica. Para ello vamos a realizar simulaciones de rentabilidad con hipotéticos sistemas instalados en distintas regiones. Para dichas simulaciones hemos utilizado el modelo expuesto anteriormente, el Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0, ya que como se ha indicado, si bien los resultados no se pueden considerar una previsión exacta, sí dan una estimación bastante precisa de la rentabilidad de dichos proyectos. Las regiones escogidas para realizar la comparativa son las analizadas anteriormente en el capítulo de análisis regulatorio de los sistemas de almacenamiento de energía, es decir, Alemania, Reino Unido, California y Nueva York. En relación a la capacidad y potencia de los hipotéticos sistemas con los que se realizarán las simulaciones, basándonos en las diferencias de costes de los sistemas reflejadas en el capítulo de evolución de costes de los sistemas de almacenamiento, vamos a considerar sistemas de 1 y 4 horas de duración para evaluar las posibles diferencias de rentabilidad. Por tanto vamos a realizar las simulaciones con sistemas de 50 MW / 50 MWh (1 hora de duración) y con sistemas de 50 MW / 200 MWh (4 horas de duración). Dado que no disponemos de la información respecto la posible inversión en infraestructuras para aumentar la capacidad de la red que se podría evitar o diferir, no hemos contemplado este aspecto en las simulaciones. Sería necesario disponer de esta información por parte del operador de la red para poder tener un valor correcto de la rentabilidad del proyecto, ya que este aspecto en muchos casos puede convertirlo en viable económicamente. No obstante y aunque se reduzca la rentabilidad de los proyectos, de cara a realizar la comparación entre diferentes regiones, ésta es más precisa al no considerar este aspecto en ninguna de las simulaciones, y valorarse sólo los ingresos por los servicios en base a la regulación de cada zona, estudiando los sistemas como si fuesen operados por una entidad independiente. Del mismo modo tampoco se han considerado ingresos fijos que se pudiesen contratar, como los pagos por capacidad o por determinados servicios en determinados periodos. El modelo Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 contiene datos reales del año 2018 sobre los precios y tarifas en las distintas regiones consideradas, tanto de los costes de la energía para la carga de las baterías, como de los distintos ingresos que puede obtener el sistema en función del servicio que preste. En la siguiente tabla se puede ver un ejemplo de los precios por los servicios de regulación de frecuencia en función del día y hora, así como de la región correspondiente: 82 Hemos considerado la tecnología de baterías de Litio en todos los sistemas utilizados para las simulaciones. Para el cálculo de la inversión capital necesaria (CAPEX), el modelo se basa en el coste medio de los sistemas de almacenamiento según la región:  Coste del sistema por unidad de energía (año 2018): $/MWh $/MWh €/MWh £/MWh Type CAISO NYISO Germany UK Li battery 367.838 367.838 327.695 286.590  Coste del sistema por unidad de potencia (año 2018): $/MW $/MW €/MW £/MW Type CAISO NYISO Germany UK Li battery 120.000 120.000 106.904 93.494 Para el cálculo de los costes de operación y mantenimiento (OPEX), igualmente el modelo se basa en el coste medio anual según la región: 2018 base $/MWh €/MWh €/MWh £/MWh Type CAISO NYISO Germany UK Li battery 9.757 9.757 8.692 7.602 Del mismo modo el modelo ha considerado la capacidad de degradación de los sistemas en función del número de ciclos que actúen, para a su vez tener presente los costes de renovación de dichos sistemas durante la vida útil asignada a los proyectos (15 años en las simulaciones). Frequency Regulation FX/MW $ €€£ Hour Date DateTime CAISO NYISO Germany UK 001/01/2018 01/01/2018 0:00 6,0 5,0 20,8 11,5 0,25 01/01/2018 01/01/2018 0:15 6,4 5,0 20,8 11,5 0,5 01/01/2018 01/01/2018 0:30 6,4 5,0 20,8 11,5 0,75 01/01/2018 01/01/2018 0:45 6,4 5,0 20,8 11,5 101/01/2018 01/01/2018 1:00 6,4 3,0 20,8 11,5 1,25 01/01/2018 01/01/2018 1:15 2,3 3,0 20,8 11,5 1,5 01/01/2018 01/01/2018 1:30 2,3 3,0 20,8 11,5 1,75 01/01/2018 01/01/2018 1:45 2,3 3,0 20,8 11,5 201/01/2018 01/01/2018 2:00 2,3 3,0 20,8 11,5 2,25 01/01/2018 01/01/2018 2:15 6,4 3,0 20,8 11,5 83 Para el cálculo de los costes de renovación del sistema, el modelo considera un coste fijo por MWh del sistema una vez se exceden los ciclos de operación supuestos como vida útil de las baterías (5.000 para las baterías de Litio): 2018 base $/MWh €/MWh €/MWh £/MWh Type CAISO NYISO Germany UK Li battery 147.135 147.135 131.078 114.636 Aunque los valores indicados anteriormente están referidos a precios reales del año 2018, en las simulaciones el modelo considera distintas tasas de variación anual para estimar las proyecciones de costes en función del año: Igualmente señalar que el modelo considera en las simulaciones una tasa de variación del precio de la energía del 2 % anual, tanto para el coste de la carga de las baterías como para los ingresos por los servicios de arbitraje: Indicar que el detalle de los cálculos y resultados de cada simulación se ha incluido en ANEXO I de este documento, si bien seguidamente se muestran los resultados más significativos. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 System cost - energy 0,0% -5,7% -6,2% -7,0% -7,7% -9,1% -9,3% -9,5% -5,5% -4,8% -5,0% -4,0% -3,7% -1,9% -2,9% -2,6% -2,3% -0,023 System cost - power 0,0% -1,2% -1,6% -2,6% -2,8% -4,4% -3,4% -2,0% -3,4% -2,3% -2,9% -1,6% -1,4% -0,5% -1,0% -0,8% -0,7% -0,009 Refurbishment 0,0% -5,7% -6,2% -7,0% -7,7% -9,1% -9,3% -9,5% -5,5% -4,8% -5,0% -4,0% -3,7% -1,9% -2,9% -2,6% -2,3% -0,023 O&M cost 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Year 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Power Price 0% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% Base = 1 Charging 1,00 1,00 1,02 1,04 1,06 1,08 1,10 1,13 1,15 1,17 1,20 1,22 1,24 1,27 1,29 1,32 1,35 1,37 PowerPriceArbitrage 1,00 1,00 1,02 1,04 1,06 1,08 1,10 1,13 1,15 1,17 1,20 1,22 1,24 1,27 1,29 1,32 1,35 1,37 84 8.3.1. Estudio de rentabilidad de un sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – ALEMANIA Según se ha indicado anteriormente, se realiza una simulación con el modelo Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 de un sistema de almacenamiento de 50 MW / 50 MWh conectado a la red en Alemania. Se escoge la tecnología de baterías de litio para dicho sistema, que tendrá una eficiencia del 90 % y una profundidad de descarga del 80 %. Igualmente consideramos una vida útil de 15 años para el proyecto. El detalle de los cálculos y resultados de la simulación se encuentra en el ANEXO I de este documento, si bien los datos más relevantes del estudio se indican a continuación, con los valores actualizados a 2020 de los acumulados de ingresos y costes: COSTES (valores presente referidos a 2020 y en millones de €) Coste de inversión del sistema - CAPEX 19,7 Coste cargas del sistema 16,8 Coste renovación durante la vida útil 5,6 Coste Operación y Mantenimiento 4,0 INGRESOS (valores presente referidos a 2020 y en millones de €) Servicios 41,9 Pagos fijos por contrato 0 Diferimiento de inversión 0 RESULTADOS ANÁLISIS DE RENTABILIDAD Valor Actual Neto - VAN (2020) -4,1 Tasa Interna de Rentabilidad - TIR 1,2% Plazo de recuperación o Pay-back 12,7 años En la siguiente figura se muestran los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación. 85 Igualmente en la siguiente figura se muestran los valores de los distintos costes e ingresos referidos a valor presente, y el resultado del Valor Actual Neto (o Net Present Value) del proyecto: En la siguiente figura se muestran los ingresos del sistema en función del servicio prestado: En la siguiente figura se muestra el desglose de los costes del sistema desde el inicio del proyecto: 86 8.3.2. Estudio de rentabilidad de un sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – ALEMANIA Se realiza una simulación con el modelo Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 de un sistema de almacenamiento de 50 MW / 200 MWh conectado a la red en Alemania. Se escoge la tecnología de baterías de litio para dicho sistema, que tendrá una eficiencia del 90 % y una profundidad de descarga del 80 %. Igualmente consideramos una vida útil de 15 años para el proyecto. El detalle de los cálculos y resultados de la simulación se encuentra en el ANEXO I de este documento, si bien los datos más relevantes del estudio se indican a continuación, con los valores actualizados a 2020 de los acumulados de ingresos y costes: COSTES (valores presente referidos a 2020 y en millones de €) Coste de inversión del sistema - CAPEX 63,2 Coste cargas del sistema 20,5 Coste renovación durante la vida útil 5,4 Coste Operación y Mantenimiento 15,8 INGRESOS (valores presente referidos a 2020 y en millones de €) Servicios 53,6 Pagos fijos por contrato 0 Diferimiento de inversión 0 RESULTADOS ANÁLISIS DE RENTABILIDAD Valor Actual Neto - VAN (2020) -51,2 Tasa Interna de Rentabilidad - TIR - Plazo de recuperación o Pay-back Fuera de la vida útil En la siguiente figura se muestran los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación. 87 Igualmente en la siguiente figura se muestran los valores de los distintos costes e ingresos referidos a valor presente, y el resultado del Valor Actual Neto (o Net Present Value) del proyecto: En la siguiente figura se muestran los ingresos del sistema en función del servicio prestado: En la siguiente figura se muestra el desglose de los costes del sistema desde el inicio del proyecto: 88 8.3.3. Estudio de rentabilidad de un sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – REINO UNIDO Se realiza una simulación con el modelo Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 de un sistema de almacenamiento de 50 MW / 50 MWh conectado a la red en Reino Unido. Se escoge la tecnología de baterías de litio para dicho sistema, que tendrá una eficiencia del 90 % y una profundidad de descarga del 80 %. Igualmente consideramos una vida útil de 15 años para el proyecto. El detalle de los cálculos y resultados de la simulación se encuentra en el ANEXO I de este documento, si bien los datos más relevantes del estudio se indican a continuación, con los valores actualizados a 2020 de los acumulados de ingresos y costes: COSTES (valores presente referidos a 2020 y en millones de Libras) Coste de inversión del sistema - CAPEX 17,2 Coste cargas del sistema 21,0 Coste renovación durante la vida útil 4,6 Coste Operación y Mantenimiento 3,5 INGRESOS (valores presente referidos a 2020 y en millones de Libras) Servicios 32,0 Pagos fijos por contrato 0 Diferimiento de inversión 0 RESULTADOS ANÁLISIS DE RENTABILIDAD Valor Actual Neto - VAN (2020) -14,3 Tasa Interna de Rentabilidad - TIR - Plazo de recuperación o Pay-back Fuera de la vida útil En la siguiente figura se muestran los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación. 89 Igualmente en la siguiente figura se muestran los valores de los distintos costes e ingresos referidos a valor presente, y el resultado del Valor Actual Neto (o Net Present Value) del proyecto: En la siguiente figura se muestran los ingresos del sistema en función del servicio prestado: En la siguiente figura se muestra el desglose de los costes del sistema desde el inicio del proyecto: 96 8.3.7. Estudio de rentabilidad de un sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – NUEVA YORK Se realiza una simulación con el modelo Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 de un sistema de almacenamiento de 50 MW / 50 MWh conectado a la red en Nueva York. Se escoge la tecnología de baterías de litio para dicho sistema, que tendrá una eficiencia del 90 % y una profundidad de descarga del 80 %. Igualmente consideramos una vida útil de 15 años para el proyecto. El detalle de los cálculos y resultados de la simulación se encuentra en el ANEXO I de este documento, si bien los datos más relevantes del estudio se indican a continuación, con los valores actualizados a 2020 de los acumulados de ingresos y costes: COSTES (valores presente referidos a 2020 y en millones de $) Coste de inversión del sistema - CAPEX 22,1 Coste cargas del sistema 13,7 Coste renovación durante la vida útil 6,4 Coste Operación y Mantenimiento 5,1 INGRESOS (valores presente referidos a 2020 y en millones de $) Servicios 49,4 Pagos fijos por contrato 0 Diferimiento de inversión 0 RESULTADOS ANÁLISIS DE RENTABILIDAD Valor Actual Neto - VAN (2020) 2,2 Tasa Interna de Rentabilidad - TIR 6,6% Plazo de recuperación o Pay-back 8,8 años En la siguiente figura se muestran los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación. 97 Igualmente en la siguiente figura se muestran los valores de los distintos costes e ingresos referidos a valor presente, y el resultado del Valor Actual Neto (o Net Present Value) del proyecto: En la siguiente figura se muestran los ingresos del sistema en función del servicio prestado: En la siguiente figura se muestra el desglose de los costes del sistema desde el inicio del proyecto: 98 8.3.8. Estudio de rentabilidad de un sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – NUEVA YORK Se realiza una simulación con el modelo Grid Storage Revenue Model GridStore 2.1.0 de un sistema de almacenamiento de 50 MW / 200 MWh conectado a la red en Nueva York. Se escoge la tecnología de baterías de litio para dicho sistema, que tendrá una eficiencia del 90 % y una profundidad de descarga del 80 %. Igualmente consideramos una vida útil de 15 años para el proyecto. El detalle de los cálculos y resultados de la simulación se encuentra en el ANEXO I de este documento, si bien los datos más relevantes del estudio se indican a continuación, con los valores actualizados a 2020 de los acumulados de ingresos y costes: COSTES (valores presente referidos a 2020 y en millones de $) Coste de inversión del sistema - CAPEX 70,9 Coste cargas del sistema 21,5 Coste renovación durante la vida útil 7,0 Coste Operación y Mantenimiento 20,3 INGRESOS (valores presente referidos a 2020 y en millones de $) Servicios 75,7 Pagos fijos por contrato 0 Diferimiento de inversión 0 RESULTADOS ANÁLISIS DE RENTABILIDAD Valor Actual Neto - VAN (2020) -44,0 Tasa Interna de Rentabilidad - TIR -8,5% Plazo de recuperación o Pay-back Fuera de la vida útil En la siguiente figura se muestran los flujos de caja acumulados desde el año 0, que representa la inversión inicial y los sucesivos años a lo largo de la vida útil de la instalación. 99 Igualmente en la siguiente figura se muestran los valores de los distintos costes e ingresos referidos a valor presente, y el resultado del Valor Actual Neto (o Net Present Value) del proyecto: En la siguiente figura se muestran los ingresos del sistema en función del servicio prestado: En la siguiente figura se muestra el desglose de los costes del sistema desde el inicio del proyecto: 100 8.3.9. Resumen y conclusiones de los análisis económicos A continuación en la siguiente tabla se exponen a modo de resumen los datos comparativos de los análisis de rentabilidad de los casos estudiados, que permitirán sacar conclusiones y valoraciones de interés. Tabla 8.1. Cuadro resumen de datos de los estudios de rentabilidad de los distintos casos estudiados. DURACIÓN DEL SISTEMA (horas) 1 H 4 H 1 H 4 H 1 H 4 H 1 H 4 H Potencia 50,0 MW 50,0 MW 50,0 MW 50,0 MW 50,0 MW 50,0 MW 50,0 MW 50,0 MW Capacidad 50,0 MWh 200,0 MWh 50,0 MWh 200,0 MWh 50,0 MWh 200,0 MWh 50,0 MWh 200,0 MWh Tecnología Batería Litio Batería Litio Batería Litio Batería Litio Batería Litio Batería Litio Batería Litio Batería Litio Vida útil 15 años 15 años 15 años 15 años 15 años 15 años 15 años 15 años Eficiencia 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% Profundidad de descarga 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% Año de operación 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 Coste de inversión del sistema - CAPEX 19,7 63,2 17,2 55,2 22,1 70,9 22,1 70,9 Coste cargas del sistema 16,8 20,5 21,0 48,4 10,2 12,8 13,7 21,5 Coste renovación durante la vida útil 5,6 5,4 4,6 6,3 6,2 6,5 6,4 7,0 Coste Operación y Mantenimiento 4,0 15,8 3,5 15,8 5,1 20,3 5,1 20,3 Servicios 41,9 53,6 32,0 71,4 54,0 82,3 49,4 75,7 Pagos fijos por contrato 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Diferimiento de inversión 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Valor Actual Neto - VAN (2020) -4,1 -51,2 -14,3 -54,3 10,5 -28,1 2,2 -44,0 Tasa Interna de Rentabilidad - TIR 1,2% - - - 12,1% -2,5% 6,6% -8,5% Plazo de recuperación o Pay-back 12,7 años Fuera de vida útil Fuera de vida útil Fuera de vida útil 6,8 años Fuera de vida útil 8,8 años Fuera de vida útil (1) Valores presente referidos a 2020, en millones y moneda según país (€, $ o Libras) RESULTADOS ANÁLISIS RENTABILIDAD ALEMANIA REINO UNIDO CALIFORNIA NUEVA YORK COSTES (1) INGRESOS (1) 101 De los resultados obtenidos en los estudios de rentabilidad realizados en base a hipotéticos proyectos de sistemas de almacenamiento conectados a red, se pueden obtener las siguientes conclusiones o valoraciones. En principio los únicos proyectos viables económicamente corresponden a los sistemas de 1 hora de duración 50 MW / 50 MWh situados en los estados de California (VAN = 10,5m; TIR = 12,1 %; PB = 6,8 años) y Nueva York (VAN = 2,2m; TIR = 6,6 %; PB = 8,8 años). No obstante, según se explicaba al principio de este capítulo, las simulaciones se han realizado sin considerar la posible inversión en infraestructuras para aumentar la capacidad de la red que se podría evitar o diferir al no disponer de esta información. Si se hubiesen contemplado dichas inversiones, en los estudios de rentabilidad se considerarían como un ingreso atribuido al primer año de la operación del sistema, por lo que en muchos casos los proyectos de sistemas de almacenamiento serían viables económicamente, lógicamente dependiendo de cada caso y del valor de dichas inversiones. Tampoco se han considerado en las simulaciones ingresos fijos como pagos por capacidad o diversos servicios que se pudiesen contratar, ni posibles subvenciones que en determinados casos se conceden. Del mismo modo en muchos casos los proyectos de sistemas de almacenamiento podrían ser viables económicamente contemplando estos aspectos. En cualquier caso de cara a la comparativa entre distintas regiones, como decíamos ésta es más precisa al considerar sólo los ingresos por los servicios en base a la regulación y precios de cada zona y estudiando los sistemas como si fuesen operados por una entidad independiente. Viendo los resultados de los análisis de rentabilidad, aunque hayan salido negativas en varios de los proyectos, sí arrojan a la luz que los sistemas de 1 hora de duración (50 MW / 50 MWh) son más rentables que los de 4 horas de duración (50 MW / 200 MWh). Hay que tener presente que el coste de inversión (CAPEX) para los sistemas de 4 horas de duración bastante mayor que para los sistemas de 1 hora de duración. Según podemos ver en la tabla, la inversión es del orden de 3 veces mayor, lógicamente debido a la mayor capacidad de energía que deben disponer, siendo la potencia un factor menos significativo. Aunque habitualmente se piense que los sistemas de almacenamiento reciben ingresos principalmente por el arbitraje de energía, si analizamos el reparto de los ingresos de cada sistema durante su vida útil, podemos ver que también se deben en gran parte a los servicios por regulación de frecuencia. Para los servicios de regulación de frecuencia no es necesario que los sistemas tengan una capacidad elevada, siendo favorecidos aquellos que tienen un ratio o relación de potencia / energía alto, ya que requieren menor inversión. Por tanto, la rentabilidad del proyecto mejora con relaciones de potencia / energía más altas, ya que permite que el sistema ofrezca servicios en el mercado de regulación de frecuencia, mientras que una capacidad menor reduce el CAPEX. 102 Para contrastar esta conclusión, hemos realizado varias simulaciones en una misma zona para sistemas de almacenamiento de 100 MW de potencia, pero en los que hemos ido incrementando la capacidad progresivamente para ver la evolución de la rentabilidad de cada proyecto. Señalar que para estas simulaciones hemos escogido la zona del estado de California, y sistemas con tecnología de baterías de Litio y 15 años de vida útil, con una eficiencia del 90 % y una profundidad de descarga del 80 %. Seguidamente se exponen los resultados de rentabilidad de cada proyecto: PROYECTO POTENCIA CAPACIDAD Valor Actual Neto (en millones de $) TIR Payback Project1 100,0 MW 50,0 MWh 18,9 14% 6,0 Project2 100,0 MW 100,0 MWh 24,3 13% 6,9 Project3 100,0 MW 200,0 MWh 14,8 8% 9,3 Project4 100,0 MW 300,0 MWh -14,9 3% 12,6 Project5 100,0 MW 400,0 MWh -50,5 -2% Out of lifetime Efectivamente se percibe que a medida que se va incrementando la capacidad de los sistemas, va disminuyendo la rentabilidad de los mismos, dejando de serlo a partir del proyecto 4. Por otro lado, destacar también la influencia en los resultados de rentabilidad de los costes de renovación de las baterías durante la vida útil de los proyectos, debido a su capacidad de degradación. En los gráficos donde se muestran los flujos de caja de cada proyecto se puede ver el año o los años en los que se estima necesario la renovación de las baterías en función del uso previsto. Igualmente en la tabla resumen se puede ver la inversión necesaria para este concepto durante la vida útil de cada proyecto. 103 9. CONCLUSIONES El escenario emergente del sector eléctrico con una alta penetración de generación de energía renovable y con una creciente digitalización del sector trae nuevos actores al mercado, y está situando a las tecnologías de almacenamiento de energía como una opción clave para garantizar la flexibilidad necesaria en el sistema. Ahora que las necesidades de inversión están disminuyendo rápidamente, particularmente para el almacenamiento electroquímico, las principales barreras que las baterías deben enfrentar para su pleno desarrollo son las disposiciones regulatorias, por lo que los países deben adaptar sus marcos regulatorios. Las principales barreras regulatorias que debe enfrentar el almacenamiento de energía pueden clasificarse en:  la existencia de una definición clara en la regulación, por la que puede tratarse de manera no discriminatoria y sujeta a tarifas y beneficios apropiados.  la adaptación de los mercados mayoristas, de reserva y de balance a tiempos de liquidación más cortos, integrando restricciones tales como el estado de carga y recompensando la capacidad de respuesta a alta velocidad.  el apoyo público de la industria mediante la creación de apoyo financiero, investigación, estándares y objetivos de referencia. Estados Unidos lidera el movimiento global para adaptar la regulación y los mercados a la participación del almacenamiento. Algunas características del mercado eléctrico de los Estados Unidos están facilitando el despliegue de tecnologías de almacenamiento de energía: (i) los principales mercados de electricidad de los EE. UU. funcionan de manera centralizada, integrando la gestión de los mercados diarios, en tiempo real y de regulación bajo los operadores del sistema regional, lo que hace que sea relativamente fácil incorporar las limitaciones y recompensas que necesitan las tecnologías de almacenamiento; (ii) los precios de remuneración se establecen a través de precios marginales según su ubicación, aumentando los incentivos para su despliegue eficiente y evitando tarifas de red; y (iii) hay poca distorsión del mercado, mientras que la promoción de las energías renovables se ha realizado principalmente a través de incentivos fiscales en lugar de gravámenes sobre las tarifas. La Orden 841 de 2018 de la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) ya incorpora una definición clara de almacenamiento e incita a los ISO (Independent System Operator) para integrarlo completamente en sus mercados, definiendo claramente los aspectos que deben considerarse. Los estados de California y el estado de Nueva York, a través de sus respectivos mercados CAISO y NYISO, no solo están adoptando las instrucciones de FERC, sino que están creando objetivos claros para su despliegue. En 2019 la Unión Europea completó una actualización integral de su marco de política energética para facilitar la transición de los combustibles fósiles hacia una energía más limpia y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. El acuerdo sobre estas nuevas medidas o reglas energéticas, llamado “Clean energy for all Europeans package” o “Paquete de energía limpia para todos los europeos”, marca 104 un paso significativo hacia la implementación de la estrategia de unión energética (COM/2015/080), publicada en 2015. Trata de adaptar los requisitos de los mercados mayoristas y la remuneración a los nuevos actores, como el almacenamiento, los agregadores y las comunidades, reduciendo el tamaño de las ofertas y los tiempos de liquidación además de hacer que estas tecnologías participen en el proceso de integración del mercado regional. Actualmente la rentabilidad de los proyectos de sistemas de almacenamiento es mayor mientras mayor sea la relación potencia / energía de los mismos, ya que requieren menor inversión (CAPEX) y al mismo tiempo permiten ofrecer servicios en el mercado de regulación de frecuencia. En base a la evolución prevista para los costes de los sistemas de almacenamiento, en los que se espera una reducción de aproximadamente la mitad para 2030, e igualmente considerando la mejora en el rendimiento y vida útil esperada en las baterías, se puede asegurar que la rentabilidad y viabilidad de los proyectos mejorará considerablemente en un futuro próximo. 105 ANEXO I.- ESTUDIOS DE RENTABILIDAD – SUPUESTOS DE SIMULACIÓN Tabla A.1.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 50 MWh – ALEMANIA 112 Tabla A.8.- Estudio de rentabilidad sistema de almacenamiento 50 MW / 200 MWh – NUEVA YORK 113 BIBLIOGRAFÍA - IRENA (2020), “Electricity Storage Valuation Framework”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2017a), “Electricity storage and renewables: Costs and markets to 2030”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2015a), “Renewables and electricity storage: A technology roadmap for REmap 2030”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2019), “Utility-scale batteries”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2015b), “Case studies: battery storage”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2017b), “Adapting market design to high shares of variable renewable energy”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2018a), “Power system flexibility for the energy transition, Part I: Overview for policy makers”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2018b), “Power system flexibility for the energy transition, Part II, IRENA FlexTool methodology”, International Renewable Energy Agency. - IRENA (2018c), “Renewable power generation costs in 2017”, International Renewable Energy Agency. - Morante (2014), “El almacenamiento de la electricidad”. 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