Asesoría energética para un cliente industrial

Equation Chapter 1 Section 1 TRABAJO FIN DE MÁSTER Máster en Sistemas de Energía Eléctrica Asesoría energética para un cliente industrial Autor: Juan Isaac Campos Lara Tutores: Juan Manuel Roldán Fernández Manuel Burgos Payán Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 iii Trabajo Fin de Máster Ingeniería Eléctrica Asesoría energética para un cliente industrial Autor: Juan Isaac Campos Lara Tutores: Juan Manuel Roldán Fernández Manuel Burgos Payán Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 v Trabajo Fin de Máster: Asesoría Energética para un cliente industrial Autor: Juan Isaac Campos Lara Tutores: Juan Manuel Roldán Fernández Manuel Burgos Payán El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2025 El secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros ix Agradecimientos En primer lugar, me gustaría agradecer a mi familia. Esas personas que te ayudan incluso cuando no pueden. Esas personas que siempre están ahí. Desde que empecé mi andadura estudiantil han estado apoyándome en los buenos momentos y aquellos no tan buenos, y siempre con la mejor de las predisposiciones. A mis tutores, Juanma y Manuel, por confiar en mí durante todo este tiempo, dándome la posibilidad de poder participar en este proyecto. Agradecer su paciencia y su preocupación. A todos mis amigos, la familia elegida, por las vivencias vividas que han hecho que hoy sea quién soy. Agradecer a mi persona especial, por sacar positividad en los momentos más oscuros y ayudarme en forjar mi propio camino y mi futuro. Posiblemente estas palabras de agradecimientos se quedan cortas, pero es que es algo inefable. Gracias a todos, Caso 4. Instalación de una instalación de almacenamiento energético 62 Caso 5. FV + ALMACENAMIENTO 63 Resumen 65 8 Conclusiones 66 9 ANEXO I. Sistemas de Almacenamiento de Energía 68 Contexto Actual 68 9.1.1 Servicios del almacenamiento energético 69 Principales Tecnologías de Almacenamiento 71 9.1.2 Almacenamiento Electroquímico 72 9.1.3 Almacenamiento Mecánico 75 9.1.4 Almacenamiento Térmico 77 9.1.5 Almacenamiento Químico 79 9.1.6 Almacenamiento Eléctrico 79 9.1.7 Definición de costes 80 9.1.8 Resumen 82 9. ANEXO II. Mercado Eléctrico 83 Política Energética 84 9.1.9 Nuevo Borrador Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 84 9.1.10 Fit for 55 85 9.1.11 REPowerEU 86 Mix Energético Español 87 Liberalización del mercado 90 Mercado Diario 91 Mercado Intradiario 92 Mercado a Plazos 94 Mercado de Servicios de Ajuste 94 9.1.12 Mercado de Restricciones Técnicas 95 9.1.13 Mercado de Servicios Complementarios 95 9.1.14 Mercado de Desvíos 96 9.1.15 Mercado de Servicios Transfronterizos de Balance 96 Formación de los precios de la Electricidad 96 Evolución histórica de los precios 99 Cotizaciones Futuras 101 10 Bibliografía 103 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Consumo anual en 2023 por periodo tarifario del cliente. Elaboración propia 14 Tabla 2. Consumo anual por meses del cliente en 2023. Elaboración propia. 15 Tabla 3. Porcentaje del consumo energético anual (2023), por meses, del cliente. Elaboración propia 16 Tabla 4. Potencias horarias máximas demandadas por el cliente en 2023. Elaboración propia 16 Tabla 5. Potencias contratadas por periodo por el cliente en 2023. Elaboración propia. 17 Tabla 6. Servicios de Ajuste 2023 por meses €/MWh 26 Tabla 7. (2018-2023) Potencia GW histórica por tecnología España. REE 27 Tabla 8. (2015-2023) Evolución de la cobertura anual de la demanda (TWh), por tecnología, en España. REE 29 Tabla 9. Características eléctricas Paneles Solares. Elaboración propia 31 Tabla 10. Precios batería de ión-litio 2021-2030 38 Tabla 11. Inputs usados para el cálculo de la viabilidad de la batería 39 Tabla 12. Precios medios finales (€/MWh), impuestos incluidos, según el tipo de consumidor según información de facturación declarada por las comercializadoras. CNMC 42 Tabla 13. Cargos y peajes electricidad 2024 [21] [22] 44 Tabla 14. Precio del exceso de potencia clientes contador tipo 1, 2 y 3 (2024). BOE 46 Tabla 15. Coste Kp para clientes con contador tipo 1, 2 y 3 (2024). BOE 46 Tabla 16. Precio del exceso de potencia clientes contador tipo 4 y 5 (2024). BOE 46 Tabla 17. Precios de los términos de energía reactiva inductiva (2024). BOE 48 Tabla 18. Calendario tarifario tarifa 2.0 TD en el territorio peninsular y en Cuata y Melilla (2024). Elaboración propia. 49 Tabla 19. Calendario tarifario tarifa 6 periodos Península (2024). Elaboración propia. 49 Tabla 20. Calendario tarifario tarifa 6 periodos Canarias (2024). Elaboración propia. 50 Tabla 21. Calendario tarifario tarifa 6 periodos Baleares (2024). Elaboración propia 50 Tabla 22. Calendario tarifario tarifa 6 periodos Ceuta (2024). Elaboración propia 51 Tabla 23. Calendario tarifario tarifa 6 periodos Melilla (2024). Elaboración propia 51 Tabla 24. Equivalencias clientePASS POOL 55 Tabla 25. Constantes PASS POOL firmadas por el cliente. 55 Tabla 26. Potencias por periodo contratadas kW por el cliente. Elaboración propia. 56 Tabla 27. Facturación actual de potencia kW anual. Elaboración propia 57 Tabla 28. Facturación con potencias recomendadas anual. Elaboración propia 58 Tabla 29. Ahorros potenciales por cambio de potencias. Elaboración propia 58 Tabla 30. Rentabilidades diferentes potencias picos a instalar. Sin compensación en los excedentes. Elaboración propia 60 Tabla 31. Análisis de sensibilidad de la instalación FV con potencia pico de 1600 kWp. Elaboración propia 61 Tabla 32. Costes batería ion-litio desglosado. US Department of Energy 62 Tabla 33. Rentabilidad almacenamiento ion-litio con diferentes precios mercado. Sin subvención 63 Tabla 34. Rentabilidad almacenamiento ion-litio con diferentes precios mercado. Con subvención 40% 63 Tabla 35. Rentabilidad económica FV+Almacenamiento 64 Tabla 36. Potencia Instalada en GW por tecnología 87 Tabla 37. Evolución de la cobertura anual de la demanda (TWh), por tecnología, en España 88 Tabla 38. Emisiones Generación Española. Datos en TCO2 eq 90 Tabla 39. Horarios negociación mercado continuo. 93 Tabla 40. Precios históricos mercado eléctrico español (MIBEL). 99 xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Ubicación aproximada del punto de suministro. Google Maps 13 Figura 2. Consumo kWh anual por periodo tarifario del cliente. Elaboración propia. 14 Figura 3. Consumo kWh anual por meses del cliente. Elaboración propia. 15 Figura 4. LCOE por tecnología. Lazard. 19 Figura 5. LCOS por tecnología. Lazard. 20 Figura 6. Distribución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica por zona geográfica 23 Figura 7. Casación simple en el mercado OMIE/MIBEL 25 Figura 8. Cotizaciones futuras OMIP 26 Figura 9. Evolución anual de la potencia instalada (GW) de EERR 28 Figura 10. Reducción LCOE FV. Lazard. 30 Figura 11. Capacidad de almacenamiento mundial por tecnología y país, excluyendo el almacenamiento hidráulico. 33 Figura 12.Principio de funcionamiento de una batería Ion-Litio 34 Figura 13. Tendencia actual Precio baterías de Ión-Litio. BloombergNEF 37 Figura 14. Estimación precios Batería ión-litio. BloombergNEF 37 Figura 15. Cota de mercado por comercializadora 2021. CNMC 41 Figura 16. Energía Mercado Ibérico incluyendo bilaterales día 28/09/2023. OMIE ¡Erro r! Marcador no definido. Figura 17. Precios horarios mercado diario 26/08/2024. OMIE 53 Figura 18. Capacidad de almacenamiento mundial por tecnología y país, excluyendo el almacenamiento hidraulico. 68 Figura 19.10 de enero de 2023: Evolución horaria del Precio y Energía casada en el Mercado Ibérico (OMIE). 69 Figura 20. 21 de mayo de 2023. Evolución horaria de la Energía casada y precio. OMIE 70 Figura 21.Principio de funcionamiento de una batería Ion-Litio 72 Figura 22. Principio de funcionamiento de las baterías de flujo. 73 Figura 23. Tipología de baterías comercializadas 74 Figura 24. Instalación de almacenamiento. Central Hidroeléctrica Bombeo. 76 Figura 25. Instalación de aire comprimido 77 Figura 26. Almacenamiento mediante aire liquido 78 Figura 27. Distribución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica por zona geográfica 84 Figura 28. Estructura de las importaciones de gas de la UE 86 Figura 29. Evolución anual de la potencia instalada (GW) de EERR. 88 Figura 30. Casación simple en el mercado OMIE/MIBEL 97 Figura 31. Casación mercado OMIE con condiciones complejas 98 Figura 32. Casación EUPHEMIA. Beneficios 98 Figura 33. Almacenamiento europeo de GNL. Reuters. 100 Figura 34. Precios históricos de la volatilidad. 101 Figura 35. Cotizaciones futuras OMIP 102 xxi Abreviaturas UE Unión Europea PNIEC Plan Nacional Integrado de Energía y Clima EM Estados Miembros IPC Índice de Precio al Consumo LCOS Coste Nivelado de Almacenamiento LCOE Coste Nivelado de Energía SHTES Almacenamiento de Energía Térmica de Calor Sensible LHTES Almacenamiento de Energía Térmica de Calor Latente TCHS Almacenamiento de Calor Termoquímico HTTESS Almacenamiento térmico de Alta Temperatura. LAES Almacenamiento Aire Liquido CO2 Dióxido de Carbono MOF Polímero Espumoso con Nanoporos SMES Superconductores SC Supercondensadores CC Corriente Continua CNMC Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia REE Red Eléctrica de España OMIE Operador del Mercado Ibérico de la Energía – Polo Español OMIP Operador del Mercado Ibérico de la Energía – Polo Portugués PPA Power Purchase Agreement MIBEL Mercado Ibérico de la Electricidad PDBF Programa Diario Base de Funcionamiento PHF Programa Horario Final P48 Programa Operativo aFRR Regulación Secundaria mFRR Regulación Terciaria 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS Las políticas de clima y energía, a nivel mundial, pero especialmente en el ámbito de la Unión Europea (EU), han evolucionado hacia una regulación cada vez más ambiciosa, hasta llegar a la aspiración europea de conseguir una UE climáticamente neutra en el año 2050. En el ámbito español, el nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) [1] es el instrumento con el que se pretende conseguir dicho objetivo. Estos planes recogen unos hitos de necesidades mínimas de almacenamiento para España de más de 20 GW en 2030 y de 30 GW de potencia de almacenamiento total disponible en 2050. La Transición Energética descentralizada es el recorrido en el que actualmente se encuentra el mundo, en especial Europa, para desplazar toda aquella fuente de energía fósil a favor de las energías renovables. La sociedad europea cada vez es más consciente de la necesidad del cambio hacia un modelo digitalizado y ecológico basado en energías renovables y más, desde la gran crisis energética que Europa sufrió, debido a los altos precios de las commodities. Una crisis iniciada debido al bajo nivel del almacenamiento de gas en toda Europa que provocó un cierto nerviosismo debido a posibles problemas de suministro energético y que se acentuó por el conflicto iniciado en Ucrania, ya que Rusia es un gran exportador de gas para Europa y para el resto del mundo. Todo esto, provoca una gran dependencia energética en la Unión Europea y, por ende, volatilidad en los mercados energéticos donde cualquier cambio geopolítico puede causar altos precios de las materias primas y un riesgo de crisis de abastecimiento por falta de oferta. Los Estados Miembros están buscando soluciones para paliar el efecto negativo de la crisis anteriormente mencionada y a su vez, soluciones para intentar paliar la volatilidad provocada por problemas geopolíticos, ya que las consecuencias de esta tienen un efecto devastador en la sociedad. Efectos como la paralización de la industria debido al elevado precio del gas natural y por consiguiente de la electricidad y un aumento más que significativo en el Índice del Precio al Consumo (IPC) que está provocando que los bancos centrales aumenten el tipo de interés, lo que conlleva una esperable paralización de la economía. Por todo lo anterior, es necesario acelerar drásticamente la transición hacia una energía limpia y reforzar la independiente energética de Europa, continente estratégico para la impulsión de las energías renovables, especialmente en España. Las energías renovables son fuentes de energía limpias y ampliamente disponibles por toda la geografía mundial. Se podrían definir de muchas formas, siendo sus cualidades más significativas: que no emiten gases de efecto invernadero y que no tienen un coste asociado al uso del recurso energético primario. Sin embargo, la obtención de esta energía es irregular ya que su disponibilidad depende de elementos naturales que no son controlables. En este trabajo se analizan la contratación de energía eléctrica por parte de un consumidor industrial del ramo de la alimentación. En primer lugar, se analizará si las potencias contratadas Introducción y Objetivos 12 12 están bien adaptadas a sus necesidades de consumo. También, se presta atención en la compensación del factor de potencia para eliminar la posible penalización por consumo de energía reactiva inductiva. No obstante, el cliente no presenta esta problemática. Posteriormente se analizará la viabilidad de la instalación de paneles solares para reducir los costes productivos mediante el aprovechamiento del recurso solar (autoconsumo). Posteriormente, se analizará el caso de implementación de almacenamiento por baterías de litio, para finalizar con una posible hibridación entre la instalación fotovoltaica y almacenamiento. 13 2 ANTECEDENTES Para el estudio de viabilidad es necesario definir los datos del cliente y los indicadores utilizados para saber si los diferentes proyectos son viables o no, desde el punto de vista económico. Datos del Cliente El cliente objeto de estudio es un cliente industrial con un consumo variable según la producción mensual, que supera ligeramente los 15 GWh al año. La planta industrial se sitúa en un pueblo de la sierra de Huelva, cercano a Jabugo, destinada al sacrificio, conservación, elaboración y procesado de productos cárnicos, con CNAE 1013. En la Figura 1 se puede apreciar de forma aproximada la ubicación del punto. Una zona del suroeste de España con un gran recurso solar. Por ello, se analizará un hito como es la implementación de paneles fotovoltaicos sobre la cubierta del cliente para autoconsumo. Figura 1. Ubicación aproximada del punto de suministro. Google Maps La superficie construida de las instalaciones del cliente es de más de 40.000 m2 para uso industrial y más de 22.000 m2para uso urbano. El consumo eléctrico se produce a través de una acometida en Alta Tensión, a 20 kV. La planta dispone de seis centros de transformación distribuidos en distintas ubicaciones, para bajar la tensión a la de suministro a 400 V trifásicos. Antecedentes 20 20 Eanual: Estimación de la energía generada anualmente k: Tasa de descuento anual 2.1.5 Coste nivelado de Almacenamiento El Coste Promedio del Almacenamiento o LCOS, “Levelized Cost of Storage”, [4], es una metodología estándar para calcular el coste por kWh para cada tecnología de almacenamiento. Indicador similar al LCOE que se pueden comparar. Su fórmula es: 𝐿𝐶𝑂𝑆 =𝐶0+∑𝑀𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 +𝑇𝐶𝐶𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (1+𝑘)𝑎ñ𝑜 𝑎ñ𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜 1 ∑𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (1+𝑘)𝑎ñ𝑜 𝑎ñ𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜 Siendo: C0: costes de capital (CAPEX) Manual: Estimación de los costes de operación y mantenimiento anuales TCCanual: Coste total de la energía cargada en el año inicial Eanual: Estimación de la energía almacenada En la Figura 5 [3] se aprecia cómo, a día de hoy, por regla general los costes de almacenamiento, LCOS, son mucho más elevados que los de generación renovable, LCOE, anteriormente mencionados (Figura 4). Figura 5. LCOS por tecnología. Lazard. 21 En todos los casos, el LCOS mínimo es de un valor superior a 200 $/MWh, muy superior a los valores de LCOE de las tecnologías renovables consideradas en la Figura 4. Una vez descrita la forma de contratación actual del cliente de forma y presentados los diferentes indicadores económico-energéticos que serán utilizados para valorar cada uno de los hitos de este proyecto, se introducirá el funcionamiento del mercado eléctrico, de forma resumida (la información detallada se puede leer en el anexo Mercado Eléctrico), se introducirá las tecnologías de almacenamiento (la información detallada se puede leer en el anexo Sistemas de Almacenamiento de Energía) y por último, se entrará en detalle en la factura eléctrica del cliente. Una vez realizados todos esos pasos, se analizará cada uno de los hitos propuestos. Mercado Eléctrico 22 22 3 MERCADO ELÉCTRICO Sin lugar a dudas, el mercado eléctrico es uno de los mercados más conocidos por la población activa a día de hoy debido a la importancia de la electricidad como bien básico de primera necesidad, difícilmente sustituible. Para su buen funcionamiento en el Mercado y en la cadena de transporte, distribución y comercialización de la energía eléctrica intervienen: 1. Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en adelante CNMC. Son los encargados de supervisar la integridad y transparencia de los mercados de energía. También gestionan la operación del sistema. 2. Red Eléctrica de España, en adelante REE, es el transportista y operador del sistema eléctrico español. Es el responsable de garantizar el buen funcionamiento del sistema eléctrico, así como el propietario de la red de transporte de Alta Tensión. 3. Grupo OMI. Su función es gestionar los mercados energéticos de la Península Ibérica. Consta de dos sociedades gestoras: 1. Operador del Mercado Ibérico de EnergíaPolo Español, en adelante OMIE, es el operador del mercado eléctrico. Gestiona los mercados diarios e intradiarios de la Península Ibérica. 2. Operador del Mercado Ibérico de EnergíaPolo Portugués, en adelante OMIP, gestora del mercado a plazo. 4. Productores de energía. Como su nombre indica son los encargados de producir la energía eléctrica. Existen muchos tipos de centrales, sin embargo, se va a distinguir en dos grandes grupos. 1. Centrales Renovables como hidráulicas, solares, eólica, biomasa, geotérmicas, etc. 2. Centrales no renovables, que utilizan materia prima fósil. Éstas son nucleares, carbón, ciclos combinados, etc. 5. Distribuidoras de energía. Transportan la energía eléctrica en media-baja tensión hasta los lugares de consumo. A pesar de que existen muchas distribuidoras, hay cinco empresas de distribución que controlan más del 90% del mercado. Como dato curioso de este agente, el consumidor no puede elegir su distribuidora. Ésta depende de la zona geográfica del mismo. En la Figura 6 se puede apreciar las más importantes por zona geográfica [5]. En ella se observa como, por ejemplo, las distribuidoras con una mayor cota de mercado son ide y e-redes. 6. Comercializadoras de energía. Son los intermediarios entre el consumidor y la distribuidora. Éstas compran la energía en el mercado eléctrico para posteriormente venderla a sus clientes. Existen más de 300 comercializadoras de mercado libre tras la liberación del mercado en el año 2008. 7. Otros actores con menor peso. También existen otros actores como el Consumidor directo o agregador de demanda, pero que tiene mucha menor incidencia en el funcionamiento del mercado. 23 Figura 6. Distribución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica por zona geográfica En el caso objeto estudio en este proyecto, el cliente tiene el papel del consumidor final de la energía eléctrica. De forma resumida, su “única” función es contratar su suministro eléctrico con una comercializadora de energía, pactando un precio determinado, que posteriormente se analizará, y durante un periodo de tiempo determinado. Sin embargo, no hay que olvidar que los objetivos de este proyecto es analizar la viabilidad de implementar una instalación FV y otra instalación de almacenamiento. Son acciones provocadas por la transición energética y ecológica, por lo que se hace de suma importancia conocer los diferentes planes de España para analizar si es posible o no, acogerse a subvenciones que hagan el proyecto más rentable. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima es el mercado regulatorio español, sin embargo, hay más planes como son “fit for 55” [6] y “RePower EU” [7] a nivel europeo. En el anexo Mercado Eléctrico, se puede encontrar información sobre los mismos. No obstante, los objetivos principales de la política energética en la UE [8] son: 1. Diversificar las fuentes de energía europeas garantizando la seguridad energética. 2. Garantizar el funcionamiento de un mercado interior de la energía plenamente integrado. 3. Mejorar la eficiencia energética reduciendo las emisiones, al mismo tiempo que se reduce las Mercado Eléctrico 24 24 importaciones de energía. 4. Descarbonización de la economía. 5. Promover la investigación en energías renovables, para así impulsar la transición energética y la mejora en la competitividad. Por otro lado, existen diferentes mercados, tanto gobernados por el operador de mercado, OMIE, como gobernados por el operador del sistema, REE. En los gobernados por OMIE las diferentes comercializadoras compran energía para posteriormente venderlas a sus clientes. Estas comercializadoras pueden comprar en el mercado diario, en los mercados intradiarios o en los mercados a plazos. En el caso del cliente en cuestión, sus precios, se fijan sobre el indicador del precio del mercado diario. Mercado Diario El mercado diario, también conocido como el mercado spot o como acoplamiento único diario, es un mercado marginalista donde el precio horario lo fija el Operador del Mercado mediante la intersección de las curvas de oferta y demanda, dicho de una forma muy simplificada. El Operador del Mercado elabora la curva agregada de generación (venta), ordenado las ofertas de venta por orden creciente de precios. La curva agregada de demanda (compra) se elabora ordenando las ofertas de compra por orden decreciente. Como base, el Operador del Mercado determina el punto de corte de las curvas agregadas de generación y demanda establece tanto la energía casada como el precio de esa hora. Todos los días del año a las 12:00 CET se lleva a cabo la sesión (subasta) para los precios y la energía de las 24h del día siguiente en toda Europa. El Mercado Ibérico (España y Portugal) es un mercado acoplado con el resto de Europa desde 2014, por lo que para la casación del precio juegan un papel importante las interconexiones con el resto de los países. Como se comentó anteriormente, el objetivo de la Unión Europea es que exista un único mercado europeo de casación para que en toda Europa el precio de la energía sea el mismo. Desde el punto de vista teórico no parece complicado, sin embargo, hay una limitación técnica bastante importante como son las interconexiones entre los diversos sistemas o mercados interconectados. Las interconexiones son las uniones entre diferentes mercados y, por consiguiente, diferentes países. Para ejemplificar, en España con Francia (única interconexión con el resto de sistemas europeos) hay en torno a 3 GW de interconexión (frente a unos 70 TW de potencia de generación en 2022), por lo que es imposible que, en todas las horas del año, con esa interconexión tan pequeña, el mercado esté completamente acoplado. Con el acoplamiento de mercados se busca bajar el precio de la energía eléctrica y aumentar la generación a partir de energías renovables. El sistema más barato exporta al sistema vecino más caro hasta el límite de la interconexión. Cuanto ésta está a su máxima capacidad no se puede exportar o importar más energía y aparece el término llamado Renta de Congestión, que no es más que la energía por la diferencia de precios entre ambos mercados contiguos. El objetivo de la UE es que cada vez los mercados estén más acoplados, bajando la cantidad monetaria de la Renta de Congestión. 25 Formación de los precios de la Electricidad El mercado eléctrico es un mercado marginalista de casación. El mercado casa un precio, dependiente de todos los mecanismos de mercado, y un volumen de energía dependiendo de las ofertas presentadas por los diferentes agentes implicados en él. Una vez recibidas todas las ofertas -tanto de venta como de comprade todas las tecnologías, se agregan todas las ofertas y en el punto de corte se establece la energía casada y el precio de cada hora. A esto se le denomina casación simple. En el anexo Mercado Eléctrico se puede ver el proceso real, el cual es más complejo ya que juegan un papel protagonista las diferentes condiciones complejas. Figura 7. Casación simple en el mercado OMIE/MIBEL. Cotizaciones Futuras Cuando se valora un proyecto a varios años es esencial valorarlo con las cotizaciones futuras, ya que constituyen la estimación más verosímil del valor futuro del producto que se trata de valorar. Actualmente existen volatilidades muy altas en los mercados que pueden provocar cambios significativos en el precio por lo que puede que el input utilizado pueda cambiar con el tiempo. Para valorar las cotizaciones futuras en electricidad se utiliza OMIP, el mercado de futuros. Como se puede apreciar en la Figura 8 [9], las cotizaciones actuales para el año 2025 tienen un precio superior a 80 €/MWh. Sin embargo, para los años que siguen, la cotización cae. Por ejemplo, el año 2027 cotiza a unos precios de 56 €/MWh. Mercado Eléctrico 26 26 Figura 8. Cotizaciones futuras OMIP. No obstante, a tan largo plazo la liquidez del mercado es muy baja y los precios pueden no ser muy representativos. Ciertamente, la esperable entrada de energías renovables en el sistema hace que el precio medio del pool (mercado diario) caiga con respecto a los 80-90 €/MWh. No obstante, no hay que olvidar que el precio de casación es un precio marginalista, es decir, el precio lo marca la energía más cara casada, lo que puede provocar que la bajada en el mercado diario no sea tan acusada. Por otro lado, y como se ha ido comentando a lo largo del trabajo, la inclusión, cada vez más acusada, de energías renovables al mix energético provoca que los costes de los servicios de ajuste sean mayores. Este efecto se puede apreciar en la Tabla 6, que muestra como el precio de los servicios de ajuste en 2023 alcanza el valor promedio de 12,2 €/MWh según REE. Tabla 6. Servicios de Ajuste 2023 por meses €/MWh Por todo esto, se hace muy complicado pensar que los precios medios de la energía eléctrica en los años venideros vayan a caer por debajo de 60 €/MWh. En consecuencia, en este trabajo se utilizará Mes SSAA (€/MWh) ene-23 15,16 feb-23 10,23 mar-23 12,98 abr-23 12,32 may-23 13,17 jun-23 10,74 jul-23 10,05 ago-23 9,08 sep-23 10,12 oct-23 15,11 nov-23 15,21 dic-23 12,42 27 un precio medio de 65 €/MWh como escenario de referencia para los próximos años. 4 . TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA La necesidad de garantizar la transformación hacia una economía verde, libre de emisiones es cada vez más evidente en Europa, que se prepara para conseguir el objetivo de cero emisiones en 2050. Una prueba palpable se puede apreciar en la evolución de la capacidad histórica de generación renovable instalada en España Tabla 7 [10]. Potencia histórica España Tabla 7. (2018-2023) Potencia GW histórica por tecnología España. REE La Tabla 7, permite extraer las siguientes conclusiones: 1. En términos globales se ha aumentado la potencia instalada en el parque generador español a partir de 2019 debido, fundamentalmente, a la entrada de capacidad renovable. Se está sustituyendo centrales de base, como carbón, por centrales de energías renovables (variables), provocando un aumento de la capacidad instalada en el parque de generación español. 2. La entrada de potencia renovable ha aumentado notablemente año a año, produciéndose desde 2019 una mayor potencia instalada de recursos renovables con respecto a energías no renovables. 3. Debido a las políticas de limitación de emisiones de gases de efecto invernadero se ha producido una gran disminución de las centrales de carbón. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Hidráulica 17.065 17.099 17.099 17.095 17.095 17.098 Turbinación bombeo 3.331 3.331 3.331 3.331 3.331 3.331 Nuclear 7.117 7.117 7.117 7.117 7.117 7.117 Carbón 10.030 9.683 5.733 3.764 3.464 3.464 Fuel + Gas 8 8 8 8 8 8 Motores diésel 811 769 769 769 769 769 Turbina de gas 1.149 1.149 1.149 1.149 1.149 1.149 Turbina de vapor 483 483 483 483 483 483 Ciclo combinado 26.250 26.250 26.250 26.250 26.250 26.250 Hidroeólica 11 11 11 11 11 11 Eólica 23.443 25.694 27.697 28.700 30.175 30.932 Solar fotovoltaica 4.771 8.747 11.670 15.284 19.972 25.905 Solar térmica 2.304 2.304 2.304 2.304 2.304 2.304 Otras renovables 891 1.042 1.092 1.095 1.096 1.100 Cogeneración 5.845 5.722 5.663 5.612 5.594 5.585 Residuos no renovables 449 442 432 445 426 426 Residuos renovables 157 157 157 170 170 170 Potencia total 104.117 110.008 110.966 113.587 119.414 126.102 . Tecnología Solar Fotovoltaica 28 28 4. Anteriormente, la tecnología energética con mayor potencia instalada en España eran los ciclos combinados, con un total de 26,6 GW (cuota de mercado del 25 %). Actualmente, ha sido desplazada por la energía eólica. La capacidad eólica instalada actual es de más de 30 GW. Centrándose en la energía generada a partir de fuentes renovables, se puede apreciar en Figura 9 como desde 2013 hasta 2018, la potencia instalada de este tipo de tecnologías estaba en torno a los 48 GW instalados, estando en 2022 en 70 GW [11]. Figura 9. Evolución anual de la potencia instalada (GW) de EERR La mayor parte de esta nueva entrada se debe a la energía solar fotovoltaica, como ya se adelantó anteriormente. Tras analizar la potencia instalada, o, dicho de otra forma, la capacidad de generación del parque español, conviene analizar la demanda cubierta por cada tecnología. Esto permitirá ver la evolución hacia la sostenibilidad del sistema. De forma análoga a la potencia instalada, se va a analizar la demanda cubierta por cada tecnología. Para ello, la Tabla 8 muestra la evolución de la generación anual por tecnología [11]. 29 Tabla 8. (2015-2023) Evolución de la cobertura anual de la demanda (TWh), por tecnología, en España. REE De la Tabla 8 se pueden sacar las siguientes conclusiones: 1. La producción nacional en barras de central (incluyendo las pérdidas) ha aumentado considerablemente hasta 2022 con respecto a años anteriores. Sin embargo, posteriormente, ha disminuido en 2023, debido fundamental a una mayor eficiencia y al peso del autoconsumo. La mayor eficiencia se debe en parte a los fondos europeos que buscaban la descarbonización de Europa implantando medidas como la subvenciones a fondo perdido en materia de eficiencia. 2. La generación renovable en 2023 ha aumentado considerablemente (+ del 24,0 %) con respecto al 2015. 3. La generación no renovable ha disminuido escasamente hasta alcanzar la cota inferior a 160 TWh en 2023. 4. Por otro lado, en 2023 la tecnología con mayor participación en la generación es la energía eólica, seguida por la energía nuclear (previamente, la tecnología líder). 5. Por último, cabe destacar que la energía nuclear, con tan sólo 7 GW de potencia instalada ocupa el segundo puesto de generación aportada al sistema. Eso es debido a que tiene un alto nivel de horas equivalentes de funcionamiento (ratio entre la energía generada y la capacidad instalada). Ese aumento de la generación renovable, especialmente en la tecnología solar fotovoltaica, es debido a varios factores, entre los que destacan: • El compromiso adquirido por España para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero. A partir del Real Decreto 244/2019 por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, se empezó a expandir la generación renovable y, por ende, el autoconsumo. En este RD se regula las modalidades de autoconsumo. • La madurez de la tecnología. Como se puede observar en la Figura 10 [3] el coste de la energía FV ha bajado notablemente en los últimos años, llegando a unos valores de LCOE 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Hidráulica 28.383 36.115 18.451 34.117 24.719 30.632 29.626 17.911 25.330 Turbinación bombeo 2.895 3.134 2.249 1.994 1.646 2.751 2.649 3.776 5.204 Nuclear 54.662 56.022 55.539 53.198 55.824 55.758 54.041 55.934 54.276 Carbón 52.616 37.314 45.019 37.277 12.671 5.021 4.983 7.762 3.868 Fuel + Gas - - - - - - - - - Motores diésel 3.345 3.602 3.456 3.178 2.836 2.399 2.517 2.548 2.511 Turbina de gas 916 616 871 1.049 671 407 424 657 754 Turbina de vapor 2.223 2.536 2.674 2.455 2.189 1.388 1.108 1.207 1.218 Ciclo combinado 29.027 29.006 37.066 30.044 55.242 44.023 44.500 68.137 46.050 Hidroeólica 8 18 20 24 23 20 23 23 17 Eólica 48.118 47.697 47.907 449.581 54.245 54.906 60.526 61.195 62.649 Solar fotovoltaica 8.244 7.977 8.398 7.766 9.252 15.302 20.981 27.906 37.472 Solar térmica 5.085 5.071 5.348 4.424 566 4.538 4.706 4.123 4.696 Otras renovables 3.433 3.426 3.610 3.557 3.618 4.482 4.720 4.660 3.594 Cogeneración 25.201 25.909 28.212 29.007 29.615 27.030 26.091 17.750 17.314 Residuos no renovables 2.480 2.607 2.608 2.435 2.222 2.016 2.239 1.900 1.319 Residuos renovables 818 785 877 874 890 726 878 878 846 Generación total 267.454 261.836 262.306 260.982 260.829 251.399 260.011 276.368 267.120 Sistemas de Almacenamiento de Energía 36 36 El coste del sistema de almacenamiento, CSES, es la suma del coste del bloque de almacenamiento y del coste del sistema de balance (CSES = CSB + CBOS). 4. Equipos de potencia. Se refiere al convertidor bidireccional de potencia (simultáneamente rectificador e inversor) para las baterías de almacenamiento; El Coste de los equipos de potencia se calcula en base a la potencia del convertidor bidireccional, P, y a su coste unitario, CP, en €/kW. 5. Control y comunicación Incluye los sistemas de gestión de energía para todos los ESS. Además, hace referencia a los sistemas eléctricos, instrumentación y controles para las plantas térmicas. El Coste de los sistemas de control y comunicaciones se calcula en base a la potencia del convertidor bidireccional, P, y a su coste unitario, CCC, en €/kW 6. Sistemas de integración Se refiere a la integración de los diferentes componentes. El Coste del sistema de integración se calcula en base a la energía del dispositivo de almacenamiento, E, y a su coste unitario, CSI, en €/kWh. 7. Ingeniería, adquisición y construcción (EPC) Se refiere a la ingeniería, así como la ubicación, instalación y puesta en marcha del proyecto. El Coste de Ingeniería, adquisición y construcción (EPC) se calcula en base a la energía del dispositivo de almacenamiento, E, y a su coste unitario, CEPC en €/kWh. 8. Desarrollo del proyecto Costes que incluye los permisos y la financiación. El Coste de desarrollo del proyecto se calcula en base a la energía del dispositivo de almacenamiento, E, y a su coste unitario, CDP en €/kWh 9. Integración a la red Costes asociados a la conexión con la red, incluyendo costes del transformador, medida y aislamiento. El Coste de integración a la red se calcula en base a la potencia del convertidor bidireccional, P, y a su coste unitario, CSI en €/kW • Costes Operación Incluye costes como el mantenimiento, garantías y seguros. • Costes de Desmantelamiento Costes asociados a la desconexión, desmontaje, reciclado y desecho. 37 Tendencias de Coste Baterías Ión-Litio Es importante ver la tendencia del coste de las baterías y así ver su evolución a lo largo de los últimos años. Figura 13. (2013-2023) Tendencia actual Precio baterías de Ión-Litio. BloombergNEF Se aprecia en la Figura 13. (2013-2023) Tendencia actual Precio baterías de Ión-Litio. BloombergNEF¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. como existe una clara tendencia bajista en el precio de las baterías de ión-litio consolidándose en el año 2023, según BloombergNEF en 139 $/kWh Figura 14. Estimación precios Batería ión-litio. BloombergNEF Sistemas de Almacenamiento de Energía 38 38 Actualmente, y como se observa en la Figura 13 y Figura 14 el valor de la celda de la batería ha bajado considerablemente. Su coste ha reducido casi un 80% con respecto al 2013. Esto es debido al despliegue del uso de las baterías, a los avances tecnológicos y, por consiguiente, a la madurez de la tecnología. No obstante, en 2022 se produjo un aumento del 7% con respecto al 2021 por primera vez. Además, en 2023 también ha aumentado respecto al año anterior debido principalmente a la incertidumbre provocada por la covid-19 y por la interrupción de suministro del metal debido a la Guerra de Rusia en Ucrania. La volatilidad es grande y es complicado adelantarse al futuro para saber el precio de la batería en 2030. No obstante, y según BloombergNEF, se espera que el precio de la batería caiga a niveles en torno a 62 $/kWh para el año 2030. Una bajada más que significativa respecto de los valores actuales. Tabla 10. Precios batería de ión-litio 2021-2030 Sin embargo, y como se aprecia en la Tabla 10 no solo hay que analizar los costes de la celda. La instalación de una batería de almacenamiento es un proyecto energético que requiere una serie de costes que hacen menos competitivo el proyecto, como ya se explicó. Una vez explicados cada uno de los inputs, los valores utilizados en este trabajo se presentan en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. 39 Tabla 11. Inputs usados para el cálculo de la viabilidad de la batería 6 FACTURA ELÉCTRICA Hasta finales del siglo XX, el Gobierno era el único encargado de fijar los precios de la electricidad para los consumidores provocando que sólo existiera un tipo de mercado, el mercado regulado. Sin embargo, a finales de 1997 y principios de 1998, comenzó en España el proceso de liberalización provocando una mayor competitividad en el suministro de energía y en el aumento de la calidad del servicio. Este proceso de liberalización fue bastante largo ya que no se hizo efectivo hasta 2009. A partir de ese instante, el consumidor tenía la potestad de poder elegir el tipo de mercado (tarifa), y, por consiguiente, la comercializadora eléctrica. Mercado Regulado En el mercado regulado se encuentra la tarifa regulada denominada Precio Voluntario Pequeño Consumidor, por sus siglas PVPC [5]. A este tipo de tarifa sólo pueden acogerse los consumidores domésticos de Baja Tensión con una potencia contratada igual o inferior a 10 kW. El precio de la energía cambia todas las horas del día dependiendo de la formación de precios de electricidad en el mercado mayorista/diario, como se comentó anteriormente, y de los peajes y cargos de acceso, cuyos costes están regulados. Valor 100 344 86 4 0 4.000 0,34 15 1.630 4 407,58 326.032 5 450 2,50 Subvención % Tipo Interés % Inflación % Concepto Eficiencia % Gradiente de precios mínimo €/MWh Otros costes anuales €/kW Horas de carga y descarga h Inversión Potencia €/kW Otros costes anuales € Potencia Nominal kW Ciclos carga y descarga Inversión Capacidad Energ. €/kWh Capacidad Energética kWh Degradación anual % Inversión Total € Factura Eléctrica 40 40 Las tarifas PVPC pueden ofrecerlas únicamente las comercializadoras de referencia. Las comercializadoras de referencia son compañías que operan en el mercado regulado y están supervisadas por el Gobierno. Éstas deben cumplir una serie de requisitos como son: • Permanecer a un grupo empresarial que haya suministrado energía a más de 100.000 clientes de media en el último año. Número que se ve disminuido para Ceuta y Melilla a los 25.000 clientes de media. Además, la unidad de comercialización tiene que haber tenido más de 25.000 clientes en el último año. • Debe tener un capital social por encima de los 500.000 € • Antes de ser comercializadora de referencia, debe haber sido comercializadora de mercado libre durante 3 años no pudiendo estar suspendida en esos tres últimos años. En España hay un total de 8 comercializadoras de referencia. Éstas son: [16] • Energía XXI Comercializadora de Referencia SLU • Teramelcor. Para Melilla • Comercializadora de Referencia Energético, SLU • Régsiti Comercializadora Regulada, SLU • Comercializadora Regulada, Gas & Power, SA • Curenergía Comercializador de Último Recurso, SAU • Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia SA. Para Ceuta No se puede acabar el mercado regulado sin nombrar el Bono Social de Electricidad [17]. El Bono Social es un descuento en la factura eléctrica en el término de energía aplicando unos porcentajes u otros dependiendo del caso. El Real Decreto-ley 18/2022 actualiza el bono social de electricidad para los hogares con bajos ingresos y tiene vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024, aunque se actualiza anualmente. Actualmente, el descuento es del 65 % para los consumidores vulnerables y del 80 % para los consumidores vulnerables severos. Los requisitos para acogerse a él son: • El consumidor tiene que estar acogido al PVPC • Tiene que ser vivienda habitual del titular • La renta del titular del punto de suministro, o en caso de formar parte de una unidad de convivencia, la renta conjunta anual de la unidad de convivencia a la que pertenezca sea igual o inferior a 2 veces el IPREM de 14 pagas (16.800€) y superior a 1,5 veces el IPREM de 14 pagas (12.600€). Cuando la unidad de convivencia esté formada por más de una persona, el multiplicador de renta respecto al índice IPREM de 14 pagas se incrementará en 0,3 por cada miembro adicional mayor de edad que conforme la unidad de convivencia y 0,5 por cada menor de edad de la unidad de convivencia (entendiendo por unidad de convivencia lo dispuesto en el artículo 3.2 del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre). Además, el bono social presenta una serie de beneficios a destacar: • Los beneficiarios cuentan con un periodo más prolongado para hacer frente a facturas impagadas (6 meses) que el resto de los consumidores (una factura impagada) • No se le podrá interrumpir el suministro en caso de impago si: o Hay un menor de 16 años en la unidad familiar 41 o Existe un miembro familiar con una discapacidad igual o superior al 33% o con grado de dependencia II o III. Mercado Libre Este tipo de mercado no son regulados por el Gobierno. En él, el consumidor se suscribe a algunas de las tarifas que ofrece el comercializador. Existen multitud de tarifas en las que el cliente puede elegir la que mejor se adapte a su forma de consumo. Además, se comentó anteriormente que el mercado regulado acoge sólo a clientes de B.T. cuya potencia contratada sea igual o inferior a 10 kW. Para el resto de los clientes, sólo existe este tipo de mercado. En el del cliente objeto estudio, su potencia contratada es mayor a 10 kW, por lo tanto, pertenece al mercado libre, suscribiéndose a la tarifa que le ofrezca la empresa comercializadora elegida. Según el último informe publicado de la Comisión Nacional de Mercados y Valores, CNMC [18] en el sector eléctrico en 2021, existían un total de 391 comercializadoras de energía eléctrica en el mercado libre. En la Figura 15 [18] se aprecia que en 2021 sólo existían 4 grupos empresariales con una cuota de ventas superior al 5 %. Éstas son: • Endesa (31%) • Iberdrola (23%) • Naturgy (10%) • EDP (6%) Figura 15. Cota de mercado por comercializadora 2021. CNMC Estos cuatro grupos aglutinaron el 70 % de toda la energía suministrada a nivel nacional en el mercado libre. En la Tabla 12 se observa como el precio medio en el mercado regulado (PVPC), desde 2015 Factura Eléctrica 42 42 hasta 2020, ha sido inferior al precio del mercado doméstico libre. Sin embargo, también se observa como en 2021 ocurre lo contrario. Eso es debido a que el precio de mercado regulado depende de la formación de precios de la electricidad en el mercado mayorista y, debido a problemas de suministro con el gas natural y a la guerra de Ucrania, el precio mayorista aumentó notablemente ya a finales de ese año. Esto conlleva que actualmente, a día de hoy, el mercado libre sea más económico que el mercado regulado. Tabla 12. Precios medios finales (€/MWh), impuestos incluidos, según el tipo de consumidor según información de facturación declarada por las comercializadoras. CNMC El número de clientes de electricidad, a cierre de 2022 [19] , eran de 30,1 millones de clientes, de los cuales 21,4 millones estaban en el mercado libre y 8,7 millones en el mercado regulado. Tarificación eléctrica Al analizar una factura eléctrica se hace prioritario conocer la metodología de tarificación eléctrica vigente actualmente en España. Las tarifas eléctricas son [20]: 1. 2.0 TD Será de aplicación a aquellos suministros conectados en redes de tensión no superior a 1 kV, con potencia contratada inferior o igual a 15 kW en todos los periodos. Esta tarifa consta de 2 periodos de potencia y 3 periodos de energía. 2. 3.0 TD Aplicará aquellos clientes con una tensión en red no superior a 1 kV y con potencia contratada mayor a 15 kW en alguno de los seis periodos. Este peaje consta de 6 periodos de potencia y 6 términos de energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia, Pn, contratada en el periodo n, sea igual o superior a la potencia contratada, Pn+1, en el periodo n+1. 3. 6.1 TD Aplicará aquellos clientes con una tensión en red situada entre los 1 kV y los 30 kV. Este peaje consta de 6 periodos de potencia y 6 términos de energía consumida. Las potencias contratadas en 43 los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en el periodo n, sea igual o superior a la potencia contratada en el periodo n+1. 4. 6.2 TD Aplicará aquellos clientes con una tensión en red situada entre los 30 kV y los 75 kV. Este peaje consta de 6 periodos de potencia y 6 términos de energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en el periodo n, sea igual o superior a la potencia contratada en el periodo n+1. 5. 6.3 TD Aplicará aquellos clientes con una tensión en red situada entre los 75 kV y los 145 kV. Este peaje consta de 6 periodos de potencia y 6 términos de energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en el periodo n, sea igual o superior a la potencia contratada en el periodo n+1. 6. 6.4 TD Aplicará aquellos clientes con una tensión en red superior a 145 kV. Este peaje consta de 6 periodos de potencia y 6 términos de energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en el periodo n, sea igual o superior a la potencia contratada en el periodo n+1. Existen otras tarifas relacionadas con el autoconsumo y con el vehículo eléctrico. El cliente objeto estudio tiene una tarifa 6.1 TD con potencias contratadas en cada periodo según se muestra en la Tabla 5. Componentes Factura Eléctrica Una vez analizado los dos tipos de mercados existentes, se hace necesario saber todos y cada uno de los costes que tiene que afrontar el consumidor para analizar su viabilidad para los objetivos marcados en este proyecto. Anteriormente se ha explicado la formación de los precios eléctricos para un cliente (precios negociados en un mercado organizado). No obstante, actualmente en la factura de electricidad hay más costes, los cuales tienen que ser abordados por el cliente mediante su tarifa contratada. Estos costes, incluidos en la tarifa, son los siguientes: 1. Peajes. Tanto en término de potencia (€/kW) como en términos de energía (€/kWh). La energía no se consume donde se genera, por lo tanto, es necesario, primero, generarla, pero luego hay que usar las redes de transporte y distribución para ponerla a disposición del consumidor final. La CNMC calcula el coste anual de estas redes y las distribuye a los clientes en función de su tarifa contratada. De forma aproximada, este coste es de unos 1500 M€/año en las redes de transporte y de unos 5300 M€/año en las redes de distribución. Factura Eléctrica 44 44 2. Cargos Al igual que los peajes se aplica tanto en término de potencia (€/kW) como en términos de energía (€/kWh) y depende de la tarifa contratada por el consumidor. Son costes motivados por políticas energéticas que se han ido acometiendo a lo largo del tiempo. Estos costes son los siguientes: 1. Retribución a renovables y cogeneraciones: 6400 M€/año. Este coste se refiere a las primas que reciben las instalaciones anteriores a 2013. 2. Coste de la deuda del sector eléctrico: 2400 M€/ año. Responde al hecho de que el sistema eléctrico tiene unos ingresos y costes regulados que no han estado en equilibrio. 3. Extracostes por generación en territorio no peninsulares: 700 M€/año Tanto los peajes como los cargos son regulados por la CNMC y el Gobierno de España. En la Tabla 13, se observan estos costes por tarifa. Tabla 13. Cargos y peajes electricidad 2024 [21] [22] 3. Tipos de equipo de medida Antes de analizar las penalizaciones por los excesos de potencia demandada conviene saber los tipos de equipo de medida que existen, ya que la facturación de potencia demandada depende del tipo de contador (equipo de medida) del cliente que, a su vez, depende de las potencias y energías demandadas. Los equipos de medida (contador) son los siguientes: 1. Tipo 1. Potencia contratada igual o superior a 10 MW, 12 MVA o energía consumida igual o superior a 5 GWh Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 2.0 TD 25,391661 0,968852 0 0 0 0 3.0 TD 15,713047 9,547036 4,658211 4,14256 2,285209 1,553638 6.1 TD 24,414407 14,692911 11,328635 9,250764 1,727525 0,9679 6.2 TD 15,403115 9,884764 6,439198 5,494646 1,062003 0,615925 6.3 TD 12,287597 7,417845 5,901005 4,798116 1,000746 0,643682 6.4 TD 8,197568 4,560304 3,48437 3,199933 0,517041 0,342328 Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 2.0 TD 0,076974 0,027963 0,002752 0 0 0 3.0 TD 0,048443 0,030938 0,017361 0,010389 0,003561 0,002192 6.1 TD 0,035204 0,021531 0,012716 0,008037 0,002112 0,001276 6.2 TD 0,018115 0,011154 0,006183 0,004023 0,001049 0,000589 6.3 TD 0,015516 0,009442 0,00565 0,003682 0,000894 0,000549 6.4 TD 0,010701 0,006246 0,003845 0,002595 0,000388 0,000245 Grupo tarifario Término de Potencia peajes y cargos (€/kW año) Grupo tarifario Término de Energía peajes y cargos (€/kWh) 45 2. Tipo 2. Potencia igual o superior a 450 kW, 450 kVA o 750 MWh 3. Tipo 3. Lo que no entran en ninguna de las otras categorías. 4. Tipo 4. Potencia igual o inferior a 50 kW o 50 kVA y superior a 15 kW o 15 kVA 5. Tipo 5. Clientes con potencia igual o inferior a 15 kW o 15 kVA Para clientes con un contador (equipo de medida) tipo 5 el control de potencia demandada se realizará mediante la apertura del elemento de corte del contador cuando se exceda el valor contratado. Mediante el Interruptor de Control de Potencia (ICP) tarado al amperaje. Si el punto es ininterrumpible, se facturará de forma similar a los contadores tipo 4. Los clientes con contador tipo 4, el control de la potencia demandada se realizará mediante la instalación de los correspondientes aparatos de medida que registrarán la potencia cuarto-horaria máxima demandada en cada período tarifario. En los puntos de suministro con equipo de medida tipos 1, 2 y 3 el control de la potencia demandada se realizará por medio de las mediciones cuarto-horarias de los equipos de medida. 4. Excesos de Potencia En el caso que la potencia demandada supere la potencia contratada por el cliente, la facturación del exceso de potencia será de la siguiente forma: • Puntos de suministro con equipos de medida tipo 1,2 o 3 [20]: Los valores tp, kp y tep son regulados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Los correspondientes al 2024 son los que aparecen en la resolución de 21 de diciembre de 2023, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2024 [23]. Factura Eléctrica 52 52 • Temporada media: junio, agosto y septiembre • Temporada baja: abril, mayo y octubre b. Canarias • Temporada alta: julio, agosto, septiembre y octubre • Temporada media alta: noviembre y diciembre • Temporada media: enero, febrero y marzo • Temporada baja: abril, mayo y junio c. Islas Baleares • Temporada alta: junio, julio, agosto y septiembre • Temporada media alta: mayo y octubre • Temporada media: enero, febrero y diciembre • Temporada baja: marzo, abril y noviembre d. Ceuta • Temporada alta: enero, febrero, agosto y septiembre • Temporada media alta: julio y octubre • Temporada media: marzo, noviembre y diciembre • Temporada baja: abril, mayo y junio e. Melilla • Temporada alta: enero, julio, agosto y septiembre • Temporada media alta: febrero y diciembre • Temporada media: junio, octubre y noviembre • Temporada baja: marzo, abril y mayo Y dentro de todas ellas, dependiendo de la hora del día (y día de la semana o festivo) será un periodo u otro. Sin embargo, y ejemplificando en las tarifas de seis periodos en península, las horas de precio más alto se sitúan entre las 8 h y las 14 h y entre las 18 h y las 22 h. Estas son las horas donde históricamente se produce un mayor consumo. No obstante, últimamente se está produciendo un fenómeno denominado “curva de pato” debido a su forma, en la cual los precios de 8 h a 14 h son más bajos debido a la entrada de la energía fotovoltaica al mix energético español. En la Figura 17. Precios horarios mercado diario 26/08/2024. OMIE se observa como el precio del 53 mercado mayorista en las horas solares es mucho inferior debido a la entrada de fotovoltaica, provocando una mayor oferta que demanda y presionando los precios hacia abajo. Figura 17. Precios horarios mercado diario 26/08/2024. OMIE Modalidad de contratación El consumidor, salvo excepciones contadas, no puede comprar su energía directamente en el pool, por ello, tiene que contratar con una comercializadora de energía y pactar-contratar con ellas un precio para su contrato. El contrato no es más que una negociación entre ambas partes donde pactan una modalidad de contratación, precios y duración del contrato. Las modalidades de contratación más usadas por los consumidores son las que se relacionan y describen a continuación. 6.1.1 Modalidad Fija La modalidad fija o precio fijo, es un precio acordado por ambas partes durante la vigencia de contrato. El precio, salvo cambios en componentes regulatorias, será el mismo para todo el contrato. Con este precio, el cliente es ajeno a cualquier fluctuación que sufra el mercado, ya sea los gobernados por el OM como los gestionados por el OS. En este caso, la comercializadora asume Factura Eléctrica 54 54 todo el riesgo, introduciendo en su precio la volatilidad y riesgos que estime oportuno. 6.1.2 Modalidad Indexada La modalidad indexada, o precio indexado, es aquel contrato en el que no hay un precio fijo. Es decir, el precio del cliente varía cada hora del día en función de las fluctuaciones que sufra el mercado mayorista. En esta modalidad, los contratos principales son los siguientes: 6.1.2.1 Pass Through Con este tipo de contratos, el riesgo es totalmente asumido por el cliente, ya que todas las componentes del mercado están indexadas. Una formula típica para el precio de la energía de este tipo de contratos es la siguiente: 𝐏𝐫𝐞𝐜𝐢𝐨= ∑ [𝐄𝐁𝐂𝐡∗(𝐏𝐌𝐃𝐡+𝐏𝐂𝐡+𝐒𝐂𝐡+ 𝐂𝐒𝐈𝐡+𝐂𝐃𝐡+ 𝐑𝐎 + 𝐀𝐅𝐍𝐄𝐄 + 𝐂𝐎+𝐂𝐅+𝐅𝐄𝐄)]∗(𝟏+𝐤) 𝐇 𝐡=𝟏 Es una fórmula que depende de la forma de consumir del consumidor y de las constantes que tenga negociada con su comercializadora. Por ejemplo, los términos CD, AFNEE y CO entre otros son propios de cada contrato negociado entre cliente y comercializador. 6.1.2.2 Pass Pool Con el Pass Pool, el cliente solo asume el riesgo del mercado diario. La comercializadora le fija el precio de los servicios de ajuste. Tiene una fórmula reducida donde el resto de componentes de la fórmula anterior queda de la siguiente forma: Precio Energía (€/MWh) = PMM·CTE M + CTE_A + Peaje Siendo: EBCh Energía en Barras de Central (incluyendo pérdidas) de cada hora h, para su obtención se aplicarán los coeficientes de pérdidas reales. PMDh Precio del Mercado Diario de cada hora publicado por OMIE (www.omie.es) para el sistema español. PCh Pagos por Capacidad, para cada tarifa y hora. SCh Sobre Costes horarios en contratación libre reales publicados en el ESIOS de REE (www.esios.ree.es). CSIh Coste del Servicio de Interrumpibilidad, horario, publicado en el ESIOS de REE (www.esios.ree.es). CD Coste del desvío garantizado RO Remuneración del Operador del Sistema (REE) y del Operador del Mercado (OMIE), publicado en BOE. AFNEE Aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética, Valor fijado en 0.50 €/MWh. CO Coste de Operación del comercializador. CF Coste Financiero del comercializador. FEE FEE COMERCIAL indicado en el cuadro superior derecho, y de aplicación sobre la energía medida en barras de central k Constante de valor 1.5% aplicable a los conceptos anteriores, correspondiente con el Impuesto Municipal. *Para el caso de territorios nacionales no peninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla), los conceptos de la formula PMD y SC se agruparán en un solo término denominado Precio horario de adquisición Ph demanda (Sphdem), que puede obtenerse de la web https://www.esios.ree.es/es. 55 La modalidad de contratación del cliente es un producto indexado Pass Pool, su fórmula es la siguiente: 𝑃𝐸 =(𝐴𝑝𝑖·(1+𝑝)·1.015)·𝐵𝐿+𝐵𝑖+𝐴𝑇𝑅 La equivalencia con la formula anterior es la siguiente: Tabla 24. Equivalencias clientePASS POOL Siendo: PE: Precio energía por periodo [€/MWh] Api: constante donde se incluye pérdidas y apuntamiento. (1+p): constante BL: Precio medio mercado organizado OMIE [€/MWh] Bi: constante ATR: peajes y cargos Las constantes firmadas y pactadas por el cliente se pueden observar en la Tabla 25 Tabla 25. Constantes PASS POOL firmadas por el cliente. Siendo: PMM: Precio Medio Mensual (o del rango de fechas) del Mercado Eléctrico Español OMIE y que se publica en la dirección www.omie.es, expresado en €/MWh y redondeado a dos decimales. Peaje: ATR de energía en vigor para cada uno de los periodos y para cada tarifa, expresado en €/MWh. CTE A: Constante a aplicar para cada uno de los periodos y para cada tarifa, expresada en €/MWh. CTE M: Constante a aplicar para cada uno de los periodos y para cada tarifa, corresponde al apuntamiento de OMIE. PASS POOL TÍPICA PASS POOL CLIENTE PMM BL CTE M (〖Ap〗_i·(1+p)·1.015)· CTE_A Bi PEAJE ATRi TARIFA COEF P1 P2 P3 P4 P5 P6 Api1,450342 1,361915 0,983387 0,873417 0,8277 0,962945 1+pi 1,064405 1,068041 1,060129 1,059399 1,045683 1,081194 Bi4,667 4,28 4,185 4,421 4,689 4,96 6.1TD Casos Objeto de Estudio y Resultados 56 56 7 CASOS OBJETO DE ESTUDIO Y RESULTADOS En este proyecto se estudiarán las cuatro estrategias siguientes para intentar reducir los costes de la factura eléctrica del cliente: • Optimización de las potencias. Se tratará de determinar los valores óptimos de las potencias contratadas en cada uno de los periodos de facturación, de forma que se minimice el importe de este término de la factura anual • Minimización del consumo de energía reactiva. Se analizará si la instalación del cliente está correctamente compensada y no se ve obligado a atender el coste evitable del complemento por exceso de consumo de energía reactiva. • Instalación fotovoltaica de autoconsumo. Se tratará de optimizar la potencia de la instalación fotovoltaica de autoconsumo que permita minimizar el importe de la factura eléctrica anual, incluyendo la amortización de la instalación fotovoltaica. • Instalación de un dispositivo de almacenamiento. Se tratará de optimizar la potencia y la capacidad de almacenamiento (energía almacenada) de una batería de ion-lítio que, mediante arbitraje, permita minimizar importe de la factura eléctrica anual, incluyendo la amortización de la batería. • Instalación fotovoltaica de autoconsumo con un dispositivo de almacenamiento. Se tratará de optimizar conjuntamente los valores tanto de la potencia de la instalación fotovoltaica de autoconsumo como de la potencia y la capacidad de almacenamiento (energía almacenada) de una batería de ion-lítio que permita minimizar importe de la factura eléctrica anual, incluyendo la amortización de la instalación fotovoltaica y de la batería. Caso 1. Optimización de Potencias. Como se introdujo inicialmente, el cliente tiene una tarifa 6.1 TD de A.T. con unas potencias contratadas que se pueden ver en la Tabla 5 y que se repiten aquí por facilidad para el lector. Tabla 26. Potencias por periodo contratadas kW por el cliente. Elaboración propia. En la factura eléctrica, el cliente tiene que pagar la parte fija, la parte dedicada a las potencias, y, además, si durante un periodo horario (cuarto-horario) demanda una potencia mayor a la contratada tiene que pagar una penalización por exceso de potencia. Por ello, es necesario realizar un estudio del consumo, de forma horaria, para saber la potencia óptima a contratar en cada uno de los periodos de facturación (P1 a P6). En la Tabla 27 se puede observar el coste mensual del término de potencia para el cliente. En ella se desglosa en el término de potencia, el término correspondiente a los excesos de potencia y el total teniendo en cuenta el impuesto eléctrico. Potencias contratadas kW por el cliente. Actual 1 2 3 4 5 6 3.200 3.200 3.500 3.500 3.500 4.000 57 Tabla 27. Facturación actual de potencia kW anual. Elaboración propia En la Tabla 28 se puede ver como las potencias recomendadas son menores de las que actualmente tiene el cliente en todos los periodos. Como puede verse, optimizando las potencias contratadas, el cliente hubiera podido ahorrar 12000 € en la facturación anual. Aunque ya se introdujo el funcionamiento de la optimización se va a presentar un ejemplo ajeno de un cuarto de hora x: Si el cliente tiene contratada una potencia de 100kW y demanda durante ese cuarto de hora una potencia de 115kW tendrá una penalización que se calcula mediante la formula siguiente (los términos ya se introdujeron anteriormente): Entonces el cliente pagará el término fijo contratado más la penalización resultante de esa fórmula. En el supuesto de que el cliente demande menos potencia de 100Kw solo pagará el término fijo de potencia sin ninguna penalización por exceso de potencia. Pues el cálculo se ha realizado teniendo en cuenta la potencia contratada del cliente y las posibles penalizaciones para todos los cuartos de hora del año 2023. El cálculo se ha detallado en el capítulo anterior y, además, se facilita fichero excel para su comprensión. De forma resumida, se obtiene sacando el punto óptimo entre la potencia contratada del cliente y los posibles excesos de potencia de forma cuarto-horaria. Los excesos tienen un coste mayor a la potencia contratada, sin embargo, la potencia contratada se paga todos los días del año y los excesos de potencia sólo cuando ocurren. De esa forma, hay que analizar cuantos excesos compensan aumentar la potencia contratada del punto de suministro. En el caso de cambios de patrones de consumo, la optimización puede variar. No obstante, se ha Facturación ACTUAL de potencia P1 P2 P3 P4 P5 P6 3200 3200 3500 3500 3500 4000 Periodo días T.Potencia Excesos Total (sin IE) IE TOTAL ene-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € feb-22 28 17.863,75 € 15.761,75 € 33.625,50 € 1.719,17 € 35.344,67 € mar-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € abr-22 30 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € may-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € jun-22 30 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € jul-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € ago-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € sep-22 30 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € oct-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € nov-22 30 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € dic-22 31 17.863,75 € - € 17.863,75 € 913,32 € 18.777,07 € 365 214.365,01 € 15.761,75 € 230.126,76 € 11.765,68 € 241.892,44 € Casos Objeto de Estudio y Resultados 58 58 estudiado la demanda del cliente de los últimos 5 años y se ha mantenido bastante estable por lo que no hay previsión de cambios significativos. Tabla 28. Facturación con potencias recomendadas anual. Elaboración propia Se observa cómo, aunque el ahorro por el término de potencia es mayor a 12000 €, el cliente tendría más penalizaciones por demandar más potencia de la contratada durante ocho meses al año. Es decir, pagaría menos de forma fija (menores potencias contratadas), pero pagaría un poco más en los meses con mayor demanda de consumo (penalización por demandas de potencia horaria por encima de las contratadas). En la Tabla 29 se puede ver el efecto anteriormente comentado. El término fijo, llamado en la tabla “Pot. Fijo” baja casi 30000 €. Sin embargo, las penalizaciones por los excesos de potencia suben más de 17000 €. Tabla 29. Ahorros potenciales por cambio de potencias. Elaboración propia Sin embargo, hay que tener en cuenta que un cambio de potencia conlleva un coste. No obstante, es totalmente despreciable al lado del ahorro. Dicho coste se puede ver en la Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial. Estos derechos, por el cambio de potencia suponen un coste de 79,491970 € por actuación. Facturación de potencia con Potencias RECOMENDADAS P1 P2 P3 P4 P5 P6 2850 2850 2850 2900 2900 3200 Periodo días T.Potencia Excesos Total (sin IE) IE TOTAL ene-22 31 15.455,76 € 328,89 € 15.784,65 € 807,02 € 16.591,67 € feb-22 28 15.455,76 € 30.424,33 € 45.880,09 € 2.345,71 € 48.225,80 € mar-22 31 15.455,76 € 327,83 € 15.783,59 € 806,97 € 16.590,56 € abr-22 30 15.455,76 € 1,55 € 15.457,31 € 790,29 € 16.247,60 € may-22 31 15.455,76 € - € 15.455,76 € 790,21 € 16.245,96 € jun-22 30 15.455,76 € 65,91 € 15.521,67 € 793,58 € 16.315,25 € jul-22 31 15.455,76 € - € 15.455,76 € 790,21 € 16.245,96 € ago-22 31 15.455,76 € 956,74 € 16.412,50 € 839,12 € 17.251,62 € sep-22 30 15.455,76 € 1.230,17 € 16.685,93 € 853,10 € 17.539,03 € oct-22 31 15.455,76 € 17,87 € 15.473,63 € 791,12 € 16.264,74 € nov-22 30 15.455,76 € - € 15.455,76 € 790,21 € 16.245,96 € dic-22 31 15.455,76 € - € 15.455,76 € 790,21 € 16.245,96 € 365 185.469,09 € 33.353,29 € 218.822,38 € 11.187,72 € 230.010,11 € Ahorros Potenciales Pot. Fijo Excesos Total Pot IE TOTAL (IE incluido) 214.365,01 € 15.761,75 € 230.126,76 € 11.765,68 € 241.892,44 € 185.469,09 € 33.353,29 € 218.822,38 € 11.187,72 € 230.010,11 € 11.882,33 € -4,9% POT. RECOMENDADA Ahorro estimado: POT. CONTRATADA 59 Caso 2. Implementación de una batería de condensadores En este caso el cliente no presenta ningún tipo de penalización por energía reactiva, por lo que no se estudiará este caso. No obstante, a día de hoy, la energía reactiva capacitiva no penaliza, pero ya se ha introducido en un Real Decreto. En el caso de que para el 2025 o 2026 sufra penalización habrá que volver a analizar este punto. Caso 3. Implementación de una instalación FV El segundo caso consiste en analizar si es viable o no, la instalación FV de autoconsumo para el cliente objeto de estudio, considerando un precio medio de mercado anual de 62 €/MWh, como ya se introdujo, según observando los futuros que marca OMIP. En el proyecto se han utilizado los siguientes datos de entrada: • Se partirá de una instalación pico de 1.600kWp. No obstante, se analizará varias potencias pico para ver la solución óptima. • Precio de panel de 535 €/kWhp para caso de 1600 kWp, según oferta de EiDF Energía. • Sin subvención • Degradación de la producción anual del 0,60 %, según fabricante. • Tipo de interés 3 % • Sin aumento del coste de los paneles y de la factura eléctrica por inflación • Mantenimiento de 5000 € anuales, según oferta EiDF. Se realizará la viabilidad analizando diferentes potencias pico a instalar (se puede ver cada caso individualizado en anexos). Además, y teniendo en cuenta la gran volatilidad que atraviesa los mercados, especialmente los mercados energéticos se realizará un análisis de sensibilidad de los precios del mismo. En la Tabla 30 se puede apreciar como la instalación de 1000 kWp es aquella con la TIR más elevada a los 25 años. Sin embargo, y teniendo en cuenta el VAN, se opta por el estudio y la viabilidad para la instalación de 1600 kWp. También en la Tabla 30 se observa como a día de hoy, y con un precio de mercado de 62 €/MWh, la implementación de la fotovoltaica es un proyecto más que viable. Casos Objeto de Estudio y Resultados 60 60 Tabla 30. Rentabilidades diferentes potencias picos a instalar. Sin compensación en los excedentes. Elaboración propia El cliente debería ser agente de mercado para poder compensar los excedentes de la fotovoltaica, debido a los trámites burocráticos, a su coste y la poca cantidad de energía excedentaria con 1600 kWp no se estudiará esa opción. Como se introdujo, el riesgo de fluctuaciones en el precio de mercado es un hecho, por lo que es necesario realizar un buen análisis de sensibilidad para saber cómo se comportaría el proyecto en cambios de mercado. Estos análisis se realizarán con una potencia pico de 1600 kWp. En la Tabla 31 aparecen 3 precios medios de mercados diferentes: 50 €/MWh, 62 €/MWh y 70 €/MWh. El más desfavorable, precio medio de mercado de 50 €/MWh, sigue dando pie a un proyecto viable económicamente, con recuperación de la inversión en el año 6. Rentabilidad por potencia pico a instalar TIR VAN TIR VAN TIR VAN TIR VAN TIR VAN año 1 -75,99% 234.540,22 €- -74,96% 455.606,79 €- -76,70% 643.645,03 €- -82,49% 1.078.744,80 €- -89,03% 1.393.518,80 €- año 2 -37,85% 166.194,68 €- -36,05% 314.397,23 €- -38,80% 461.790,16 €- -48,57% 865.032,80 €- -61,02% 1.233.032,57 €- año 3 -15,33% 100.677,87 €- -13,32% 178.138,66 €- -16,18% 286.070,13 €- -26,54% 658.383,51 €- -40,29% 1.078.058,77 €- año 4 -2,35% 37.882,99 €- -0,30% 46.662,46 €- -3,03% 116.281,82 €- -13,08% 458.566,80 €- -26,63% 928.412,45 €- año 5 5,54% 22.292,94 € 7,56% 80.194,36 € 4,99% 47.771,22 € -4,53% 265.359,96 €- -17,48% 783.914,74 €- año 6 10,57% 79.949,20 € 12,56% 202.589,36 € 10,15% 206.279,06 € 1,14% 78.547,48 €- -11,13% 644.392,65 €- año 7 13,92% 135.181,54 € 15,88% 320.674,84 € 13,59% 359.425,53 € 5,06% 102.079,24 € -6,58% 509.678,95 €- año 8 16,23% 188.082,22 € 18,15% 434.597,99 € 15,97% 507.388,49 € 7,84% 276.722,05 € -3,22% 379.611,88 €- año 9 17,85% 238.740,23 € 19,75% 544.501,11 € 17,66% 650.339,97 € 9,87% 445.576,30 € -0,68% 254.035,06 €- año 10 19,03% 287.241,33 € 20,89% 650.521,73 € 18,89% 788.446,38 € 11,39% 608.831,02 € 1,28% 132.797,25 €- año 11 19,89% 333.668,18 € 21,73% 752.792,78 € 19,79% 921.868,67 € 12,54% 766.669,16 € 2,82% 15.752,23 €- año 12 20,53% 378.100,47 € 22,36% 851.442,74 € 20,47% 1.050.762,57 € 13,43% 919.267,75 € 4,04% 97.241,40 € año 13 21,02% 420.615,01 € 22,83% 946.595,80 € 20,98% 1.175.278,65 € 14,13% 1.066.798,11 € 5,03% 206.320,33 € año 14 21,39% 461.285,81 € 23,18% 1.038.371,95 € 21,38% 1.295.562,61 € 14,67% 1.209.426,02 € 5,83% 311.616,76 € año 15 21,67% 500.184,21 € 23,45% 1.126.887,20 € 21,68% 1.411.755,34 € 15,11% 1.347.311,91 € 6,49% 413.258,49 € año 16 21,89% 537.378,95 € 23,66% 1.212.253,64 € 21,92% 1.523.993,12 € 15,46% 1.480.611,00 € 7,05% 511.369,08 € año 17 22,06% 572.936,28 € 23,82% 1.294.579,60 € 22,10% 1.632.407,76 € 15,75% 1.609.473,53 € 7,51% 606.068,02 € año 18 22,19% 606.920,02 € 23,95% 1.373.969,79 € 22,25% 1.737.126,77 € 15,98% 1.734.044,85 € 7,89% 697.470,80 € año 19 22,29% 639.391,68 € 24,05% 1.450.525,38 € 22,36% 1.838.273,44 € 16,17% 1.854.465,61 € 8,22% 785.689,09 € año 20 22,38% 670.410,52 € 24,13% 1.524.344,14 € 22,45% 1.935.967,04 € 16,32% 1.970.871,92 € 8,50% 870.830,87 € año 21 22,44% 700.033,60 € 24,19% 1.595.520,56 € 22,53% 2.030.322,91 € 16,45% 2.083.395,46 € 8,74% 953.000,51 € año 22 22,49% 728.315,93 € 24,23% 1.664.145,93 € 22,58% 2.121.452,60 € 16,55% 2.192.163,68 € 8,95% 1.032.298,91 € año 23 22,53% 755.310,48 € 24,27% 1.730.308,47 € 22,63% 2.209.464,00 € 16,64% 2.297.299,86 € 9,13% 1.108.823,62 € año 24 22,56% 781.068,26 € 24,30% 1.794.093,44 € 22,67% 2.294.461,45 € 16,72% 2.398.923,32 € 9,28% 1.182.668,94 € año 25 22,59% 805.638,44 € 24,33% 1.855.583,21 € 22,70% 2.376.545,86 € 16,78% 2.497.149,47 € 9,41% 1.253.926,04 € 500 kWp 1000 kWp 1600 kWp 2500 kWp 3000 kWp 61 Tabla 31. Análisis de sensibilidad de la instalación FV con potencia pico de 1600 kWp. Elaboración propia Por último, y como se comenta más detalladamente en el Anexo “Mercado eléctrico”, la bajada del precio en horas solares debido a la gran entrada de generación solar es un hecho que hay que tener en cuenta. Sin embargo, también habría que tener en cuenta que los peajes de acceso a la red son menos competitivos en horas solares, por lo que ambos fenómenos pueden contrarrestarse. Por ello, es probable que, aunque los precios del mercado no lleguen a 50 €/MWh puede que el precio baje en las horas solares a dichas cotas, por lo que, el proyecto seguiría siendo viable. Análisis de sensibilidad. Diferentes precios de mercado TIR VAN TIR VAN TIR VAN año 1 -80,94% 677.938,49 €- -76,70% 643.645,03 €- -72,45% 609.351,57 €- año 2 -45,91% 529.378,25 €- -38,80% 461.790,16 €- -32,06% 394.202,08 €- año 3 -23,73% 385.983,09 €- -16,18% 286.070,13 €- -9,14% 186.157,16 €- año 4 -10,36% 247.578,16 €- -3,03% 116.281,82 €- 3,75% 15.014,52 € año 5 -1,97% 113.994,41 €- 4,99% 47.771,22 € 11,43% 209.536,86 € año 6 3,54% 14.931,58 € 10,15% 206.279,06 € 16,25% 397.626,53 € año 7 7,31% 139.357,82 € 13,59% 359.425,53 € 19,41% 579.493,24 € año 8 9,97% 259.437,06 € 15,97% 507.388,49 € 21,55% 755.339,93 € año 9 11,90% 375.316,96 € 17,66% 650.339,97 € 23,03% 925.362,98 € año 10 13,33% 487.140,28 € 18,89% 788.446,38 € 24,09% 1.089.752,47 € año 11 14,41% 595.045,03 € 19,79% 921.868,67 € 24,85% 1.248.692,32 € año 12 15,23% 699.164,59 € 20,47% 1.050.762,57 € 25,41% 1.402.360,54 € año 13 15,87% 799.627,94 € 20,98% 1.175.278,65 € 25,83% 1.550.929,37 € año 14 16,37% 896.559,71 € 21,38% 1.295.562,61 € 26,14% 1.694.565,51 € año 15 16,76% 990.080,42 € 21,68% 1.411.755,34 € 26,37% 1.833.430,26 € año 16 17,08% 1.080.306,53 € 21,92% 1.523.993,12 € 26,55% 1.967.679,70 € año 17 17,33% 1.167.350,63 € 22,10% 1.632.407,76 € 26,68% 2.097.464,90 € año 18 17,53% 1.251.321,52 € 22,25% 1.737.126,77 € 26,79% 2.222.932,01 € año 19 17,70% 1.332.324,40 € 22,36% 1.838.273,44 € 26,87% 2.344.222,48 € año 20 17,83% 1.410.460,92 € 22,45% 1.935.967,04 € 26,93% 2.461.473,16 € año 21 17,94% 1.485.829,33 € 22,53% 2.030.322,91 € 26,98% 2.574.816,49 € año 22 18,03% 1.558.524,59 € 22,58% 2.121.452,60 € 27,01% 2.684.380,60 € año 23 18,10% 1.628.638,49 € 22,63% 2.209.464,00 € 27,04% 2.790.289,51 € año 24 18,16% 1.696.259,73 € 22,67% 2.294.461,45 € 27,06% 2.892.663,17 € año 25 18,21% 1.761.474,03 € 22,70% 2.376.545,86 € 27,08% 2.991.617,70 € 50€/MWh 62€/MWh 70€/MWh ANEXO I. Sistemas de Almacenamiento de Energía 68 68 ANEXO I. SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA Contexto Actual El almacenamiento es la capacidad de conservar energía para ser usada en un momento distinto al de su generación. Es una actividad que está completamente orientada a acelerar la descarbonización del sector eléctrico. Antes de analizar cada tecnología de forma independiente conviene tener una visión generalizada de las mismas. En este contexto, y como se puede observar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., excluyendo el almacenamiento hidráulico, se aprecia como existen dos tecnologías claramente más utilizadas que el resto como son las sales fundidas y las baterías de IonLitio [14]. Figura 18. Capacidad de almacenamiento mundial por tecnología y país, excluyendo el almacenamiento hidraulico. El almacenamiento hidráulico es la tecnología de almacenamiento de energía más usada a día de hoy. Actualmente ocupa más del 95 % de la capacidad mundial de almacenamiento operativa, sin embargo, tiene una gran traba como es el espacio necesario. Debido a esto, y a su elevado coste, se hace poco viable desde el punto de vista técnico y económico seguir instalando este tipo de almacenamiento. Por países, excluyendo el almacenamiento hidráulico, Estados Unidos es el país con más capacidad de almacenamiento instalada seguida de España y Alemania. La capacidad instalada de almacenamiento en el mundo es inferior a 160 GWh, cifra que se ve disminuida, si excluimos el almacenamiento hidráulico convencional, a cotas de 6.4 GWh. 69 Sin embargo, el almacenamiento tiene un rango muy amplio de servicios para los generadores, para la red y por supuesto, para el consumidor. Servicios del almacenamiento energético Generadores • Con la ayuda del almacenamiento se puede comprar energía del sistema en momentos de baja demanda, cuando el precio es menor, almacenar esa energía y realizar la venta en periodos de alta demanda, donde la energía tiene un precio mayor. • Muy relacionado con lo anterior, la curva de energía-precios presentan dos cotas superiores al resto debido a una desfavorable combinación de una mayor demanda e insuficiente disponibilidad de producción fotovoltaica y, por consiguiente, un mayor precio, como se puede observar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. que muestra la evolución horaria de la demanda y de los precios de la energía en el mercado Ibérico, el pasado día 10 de enero de 2023 [28]. Figura 19.10 de enero de 2023: Evolución horaria del Precio y Energía casada en el Mercado Ibérico (OMIE). • En los últimos meses, se está produciendo un fenómeno denominado coloquialmente “curva de pato”. Éste provoca que en las horas de gran demanda energética donde se esperan precios altos se produzca un hueco central debido a la abundante disponibilidad de producción fotovoltaica que hace que disminuya el precio. Este fenómeno se puede ver en ANEXO I. Sistemas de Almacenamiento de Energía 70 70 la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Se aprecia como el precio cae a niveles mínimos desde las 10 h de la mañana hasta las 18h de la tarde y teniendo el inconveniente de la demanda más alta de todo el día. Figura 20. 21 de mayo de 2023. Evolución horaria de la Energía casada y precio. OMIE Con el almacenamiento energético se podría aprovechar esos gradientes para intentar consumir en esas horas centrales del día donde se observan precios muy bajos y posteriormente utilizar la energía almacenada en horas con el precio más alto. Por ejemplo, en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se observan gradientes de más de 40 €/MWh entre las 18h y las 19h de la tarde. • Aumento de la capacidad firme. o Para plantas de carga base, el almacenamiento permite almacenar energía durante periodos de baja demanda, cuando la demanda base es menor, permitiendo que estas plantas operen con mayor factor de carga y aumentando su rendimiento. o Para plantas de generación renovable, el almacenamiento puede ser usado para capturar la generación solar o eólica excedente durante ciertas horas del día, utilizando esa energía cuando el recurso renovable resulte insuficiente o falte. Servicios de Red • Es esencial que la oferta y la demanda estén acopladas en todo momento, asegurando el suministro eléctrico. Los servicios de ajuste juegan un papel protagonista para acoplar el 71 sistema en todo momento. Estos servicios tradicionalmente eran prestados por las energías térmicas, las cuales producen gases de efecto invernadero que provocan el aumento de la temperatura del planeta. Con el almacenamiento se podría sustituir esas tecnologías por tecnologías renovables, como eólica o fotovoltaica proporcoinando la ayuda necesaria al sistema, al mismo tiempo que reduce los costes de generación. • La congestión en las líneas podría mejorar colocando almacenamiento en lugares estratégicos, ubicados en los extremos de líneas de transmisión congestionadas. Con esta medida, se reduciría la posibilidad de interrupciones en el suministro eléctrico. Consumidor • El almacenamiento podría conseguir que bajará su factura de electricidad por dos vías: reduciendo el coste de la energía demandada de la red (carga de la batería en horas valle y descarga en horas pico), y reduciendo también la potencia máxima demandada, con la correspondiente reducción de coste en la factura eléctrica. Mostrar este efecto es el principal objetivo de este trabajo. Aunque posteriormente se entrará más en detalle, conviene destacar que la factura consta principalmente de dos costes: coste fijo y coste variable. Los costes variables son los relacionados con la energía demandada de la red. Es un coste que depende directamente del consumo, por lo que si se produce una bajada del mismo este coste bajará directamente proporcional a esa bajada. En cuanto a los costes fijos, son los que se basan en la potencia contratada por el punto de suministro. Dependiendo de la potencia demandada de forma horaria conviene al consumidor ajustar su potencia contratada para no pagar una penalización existente como son los excesos de potencia. Si se precisa menos potencia por la función del almacenamiento el cliente puede bajar esa potencia, y, por tanto, su coste en el término fijo. Principales Tecnologías de Almacenamiento Debido a la importancia que puede llegar a tener para los diferentes agentes de mercado, en el siguiente apartado se va a realizar un estudio de las diferentes tecnologías organizadas por: • Almacenamiento Electroquímico (Baterías Estacionarias) • Almacenamiento Mecánico • Almacenamiento Térmico • Almacenamiento Químico • Almacenamiento Eléctrico ANEXO I. Sistemas de Almacenamiento de Energía 72 72 Almacenamiento Electroquímico El almacenamiento electroquímico tiene sus principios en la energía química. Esta energía se emplea para producir energía eléctrica mediante procesos electroquímicos de oxidación y reducción. Baterías Ion-Litio Como se puede observar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [15], ésta consta de la propia batería y un sistema de conversión para convertir la corriente alterna a continua. Una batería funciona gracias a una reacción electroquímica de reducción y oxidación. La reacción no es más que un intercambio de electrones entre el ánodo y el cátodo. Figura 21.Principio de funcionamiento de una batería Ion-Litio Una instalación de almacenamiento eléctrico se caracteriza por dos magnitudes principales: potencia y energía. La potencia de la instalación se refiere a la potencia del convertidor que conecta la instalación de almacenamiento con la red eléctrica, gestionando el flujo energético bidireccional entre ambos. El convertidor de potencia permite, primero, la carga de la batería (el convertidor de potencia funciona como rectificador y la batería funciona como receptor) y, posteriormente, su descarga (el convertidor de potencia funciona como inversor y la batería funciona como generador). El almacenamiento energético de la instalación se refiere específicamente a la cantidad de energía que puede almacenarse en la batería. Por tanto, la potencia se refiere al convertidor y la energía a la batería. Los beneficios de este tipo de tecnología son los siguientes: • Alta densidad de potencia y energía • Ciclo de vida relativamente largo. • Alta capacidad, baja resistencia interna y buena eficiencia • Simple algoritmo de carga y tiempos de carga razonablemente pequeños Presentando los siguientes inconvenientes: • Necesidad de circuitos de protección para prevenir posibles escapes térmicos • Alta degradación con temperaturas elevadas y elevadas corrientes 73 • Imposibilidad de carga rápida para temperaturas bajo cero • Elevado coste en comparación con la tecnología convencional de plomo-ácido. Baterías de Flujo En este caso, y como se puede observar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [15] las baterías almacenan energía en electrolito líquido, que se mantiene en tanques externos. Dependiendo de si los electrones se agregan o se extraen del electrolito la batería se carga o se descarga. A diferencia de las anteriores, las baterías de flujo funcionan como una pila combustible reversible: para descarga, la batería toma la energía química almacenada y la convierte en corriente eléctrica, invirtiendo dicho proceso para la carga. Figura 22. Principio de funcionamiento de las baterías de flujo. Otra característica importante es que los lados positivos y negativos están separados por una membrana que permite de forma selectiva el paso de protones. Durante la carga, y mediante la tensión aplicada, los iones pierden un electrón en el lado positivo. Éstos fluyen por el circuito exterior al lado negativo, donde se almacenan. Durante la descarga, los electrones fluyen de regreso al lado positivo. El vanadio es un material fiable, teniendo una elevada vida útil. Los beneficios de este tipo de tecnología son los siguientes: ANEXO I. Sistemas de Almacenamiento de Energía 74 74 • Larga vida útil. Tiene una vida útil aproximada de 20 años, con ciclos de carga y descarga casi ilimitados con muy baja degradación. • Alta flexibilidad que permite ser escalada con mayor facilidad que otros tipos de batería. • Versatilidad. • Alta seguridad. Son capaces de operar en un amplísimo rango de temperatura y, además, están compuestas de materiales no peligrosos. La posibilidad de fuego es extremadamente baja. Teniendo los siguientes inconvenientes: • Complejidad. Estos sistemas requieren elementos auxiliares, tales como bombas, sensores, necesidad de gestión de flujo y potencia y recipientes secundarios de contención. • Baja densidad de energía en comparación con otros tipos de batería. Otras Baterías El resto de las tecnologías de almacenamiento electroquímico, y como se puede ver en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se emplean actualmente de forma muy reducida [15]. Aun así, algunas de ellas fueron ampliamente utilizadas en el pasado, las cuales se han ido desplazando a favor de las baterías de Li-ion. Figura 23. Tipología de baterías comercializadas 75 Baterías de sulfuro de sodio Tienen una elevada densidad energética, alta eficiencia en la carga y descarga, una larga vida útil y son fabricadas por materiales baratos. No obstante, tiene grandes inconvenientes como la necesidad de operar a altas temperaturas y son muy corrosivas. Baterías de Plomo Son muy fiables, con bajo coste, pueden adaptarse a un amplio rango de procesos, más seguras que el resto de baterías, tienen gran eficiencia y están diseñadas para ser recicladas. No obstante, tiene grandes limitaciones en su vida útil y en su densidad energética. Condensadores electroquímicos Tienen alta potencia, ciclo de vida prolongado y buena confiabilidad que han provocado que vayan en aumento su fabricación. Almacenamiento Mecánico Almacenan energía mecánica antes de generar energía eléctrica Almacenamiento hidroeléctrico por bombeo Las instalaciones hidroeléctricas de bombeo almacenan energía en forma de agua en un reservorio situado en una cota más alta. Esta agua es bombeada desde otro reservorio situado en una cota más baja. Sirven para almacenar grandes cantidades de energía durante largos periodos de tiempo. La energía se genera liberando el agua almacenada a través de una turbina. Tienen múltiples ventajas, en las que destacan: • Capacidad de almacenar grandes cantidades de energía durante largos periodos de tiempo • Proporciona al sistema estabilidad • Estas plantas tienen buena eficiencia. No obstante, tiene una gran limitación. Es extremadamente complicado construir nuevas plantas debido a su espacio y su coste. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [29], se aprecia el tamaño que tiene este tipo de instalación, así como cada uno de los componentes principales. ANEXO I. Sistemas de Almacenamiento de Energía 76 76 Figura 24. Instalación de almacenamiento. Central Hidroeléctrica Bombeo. Almacenamiento de aire comprimido Son equivalentes a las centrales hidroeléctricas de bombeo en cuanto a sus aplicaciones. Estas plantas utilizan el exceso de energía para alimentar un compresor que aumenta la presión del fluido y lo almacena en una caverna. Cuando se necesita energía, el aire presurizado se calienta y se expande en una turbina de expansión, la cual impulsa un generador. La gran ventaja de este tipo de almacenamiento es que funciona en un amplísimo rango de …. Sin embargo, tiene una densidad energética muy baja, por lo que requiere grandes volúmenes de almacenamiento. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [30] se observan las diferentes partes de este tipo de instalación 77 Figura 25. Instalación de aire comprimido Almacenamiento Térmico Formados por dispositivos que almacenan electricidad o calor residual de procesos industriales en forma de energía térmica. Es decir, consiste en acumular la energía por medio del aprovechamiento térmico. Almacenamiento a partir de Sales Fundidas Estos incluyen arena, parafinas y eutécticos. Hay tres categorías principales: • El almacenamiento de energía térmica de calor sensible (SHTES). Es la más común actualmente, donde un medio almacena energía a través del cambio de temperatura. • El almacenamiento de energía térmica de calor latente (LHTES). Almacena grandes cantidades de energía aprovechando el cambio de fase resultando un almacenamiento de energía con cambio de temperatura limitado. • El almacenamiento de calor termoquímico (TCHS) almacena y descarga energía rompiendo y reformando enlaces moleculares. Esta tecnología se encuentra en etapa de investigación. Los beneficios son: • Se pueden integrar en centrales térmicas para almacenar energía directamente del vapor de agua o de emisiones de gases calientes circulado a través de las turbinas. ANEXO II. Mercado Eléctrico 84 84 Figura 27. Distribución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica por zona geográfica Política Energética Nuevo Borrador Plan Nacional Integrado de Energía y Clima El Nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, actualmente en estado de borrador [1], será el marco regulatorio que rige la política energética en en España. Es un marco plural ya que las competencias son compartidas entre la Unión y los Estados Miembros. Los objetivos principales de la política energética en la UE [8] son: 14. Diversificar las fuentes de energía europeas garantizando la seguridad energética. 15. Garantizar el funcionamiento de un mercado interior de la energía plenamente integrado. 16. Mejorar la eficiencia energética reduciendo las emisiones, al mismo tiempo que se reduce las importaciones de energía. 17. Descarbonización de la economía. 18. Promover la investigación en energías renovables, para así impulsar la transición energética y la mejora en la competitividad. Cuantificando los objetivos energéticos que se han propuesto desde la UE, acordados en marzo de 2023, incluyen: 1. Un incremento de la cuota de las energías renovables hasta el 42,5 %, con el objetivo de alcanzar la cota de 45 %. 85 2. Una reducción del consumo de energía primaria y final de un 11,7 % con respecto al 2020. 3. La interconexión de al menos un 15% para los sistemas eléctricos de la Unión. En el caso español, se tiene un instrumento normativo impuesto por un reglamento europeo como es el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) [34]para planificar los retos energéticos. Se ha publicado en junio 2023 un borrador sobre su actualización donde aspira a integrar la nueva coyuntura de mercado con las diferentes estrategias y planes desarrolladas en 2019-2022, a la vez que incorpora 46 nuevas medidas para cumplir con el objetivo 55 [6] y REPowerEU [7]. Como objetivos europeos/españoles a destacar de este documento para el año 2030, son: 1. Se quiere llegar a 62 GW eólicos y a 76 GW solar fotovoltaicos instalados. 2. 81 % de consumo eléctrico mediante energías renovables. 3. 48 % del consumo final mediante energías renovables. 4. Cierre progresivo del parque nuclear. 5. Instalar una capacidad de almacenamiento de 22 GW. 6. Aumentar la interconexión con Francia hasta los 8 GW. Fit for 55 El paquete de medidas “Objetivo 55” [X] es un conjunto de propuestas encaminadas a revisar y actualizar la legislación de la Unión Europa, en adelante UE y poner en marcha nuevas iniciativas para que la UE sea climáticamente neutra en 2050. Su expresión remite el objetivo de reducción de las emisiones en al menos el 55 % que la UE ha fijado para 2030. El objetivo de este paquete de propuestas es proporcionar un marco coherente y equilibrado para alcanzar los objetivos climáticos de la UE que: • garantice una transición equitativa y socialmente justa; • mantenga y refuerce la innovación y la competitividad de la industria de la UE garantizando al mismo tiempo unas condiciones de competencia equitativas con respecto a los operadores económicos de terceros países; • sustente la posición de liderazgo de la UE en la lucha mundial contra el cambio climático. Para 2030, los objetivos objeto en este trabajo son: 1. Un objetivo vinculante para la UE en 2030 de, al menos, un 55 % menos de emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con 1990. 2. Un objetivo vinculante para la UE en 2030 de, al menos, un 40 % de energías renovables en el consumo de energía. 3. Un objetivo indicativo para la UE en 2030 de, al menos, un 11,7 % de mejora de la eficiencia energética en el consumo de energía final con respecto al 2020. 4. La consecución del objetivo de interconexiones de electricidad del 15 % en 2030 ANEXO II. Mercado Eléctrico 86 86 REPowerEU El 08 de marzo de 2021, la Comisión Europea presento un plan llamado REPowerEU [X] para reducir drásticamente la dependencia energética de Rusia, cuyos principales objetivos son: 1. Diversificación de fuentes de suministro. 2. Reducción de la demanda en un 15%, ya que una diversificación absoluta no es posible. 3. Garantizar los niveles de las reservas subterráneas de almacenamiento de gas en un 80% al 01 de noviembre. Subiendo esa cifra hasta el 90% En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [7]se observa la importancia de Rusia en las importaciones de gas de la UE en 2022, cuando proveía casi la mitad (45.3 %) del gas consumido en la UE. Figura 28. Estructura de las importaciones de gas de la UE El objetivo de este plan REPowerEU es que en 2027 no se produzca ninguna importación de materia prima energética a partir de Rusia. A su vez los otros objetivos buscados fueron los siguientes: 1. Reducir en 2/3 partes las importaciones de gas de Rusia a finales de 2022. 2. Fuerte reducción de las importaciones por gaseoducto desde Rusia. 3. Aumento muy importante de Gas Natural Licuado GNL, especialmente desde Estados Unidos, Qatar, Nigeria, Israel o Egipto. 4. Nueva infraestructura de regasificación. Desde 2022, Europa ha construido hasta 15 nuevas terminales, la mayor parte de ellas en Alemania. 5. Reforzamiento de entregas por gaseoducto por parte de Noruega, Argelia y Azerbaiyán. 87 Mix Energético Español La necesidad de garantizar la transformación hacia una economía verde, libre de emisiones es cada vez más evidente en Europa, que se prepara para conseguir el objetivo de cero emisiones en 2050. Una prueba palpable se puede apreciar en la evolución de la capacidad histórica de generación renovable instalada en España (Tabla 1 [X]). Tabla 36. Potencia Instalada en GW por tecnología De la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se sacan las siguientes conclusiones: 6. En términos globales se ha aumentado la capacidad instalada en el parque generador español a partir de 2019 debido fundamentalmente a la entrada de capacidad renovable. Se está sustituyendo centrales de base, como carbón, por centrales de energías renovables no controlables, provocando un aumento de la capacidad demandada en el parque de generación español. 7. La entrada de capacidad renovable ha aumentado notablemente con respecto al 2015, produciéndose desde 2019 una mayor capacidad de energías renovables con respecto a energías no renovables. 8. Debido a las políticas ecológicas, se ha producido una gran disminución de las centrales de carbón, provocando una menor capacidad en el parque no renovable de un 16% con respecto al año 2015. 9. En 2015, la forma de energía con mayor capacidad instalada en España era los ciclos combinados con un total de 26,6 GWh (cuota de mercado del 25 %). Actualmente, ha sido desplazado por la energía eólica. La capacidad eólica actual es de más de 30 GWh. Centrándose en la energía generada a partir de fuentes renovables, se puede apreciar en ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., como desde 2013 hasta 2018, la potencia instalada de este tipo de tecnologías estaba en torno a los 48 GW instalados, estando en 2022 en 70 GW [X]. ANEXO II. Mercado Eléctrico 88 88 Figura 29. Evolución anual de la potencia instalada (GW) de EERR. La mayor parte de esta nueva entrada se debe a la energía solar fotovoltaica, como ya se adelantó anteriormente. Tras analizar la potencia instalada, o, dicho de otra forma, la capacidad de generación del parque español, conviene analizar la demanda cubierta por cada tecnología. Es conveniente reseñar que tener una central de carbón, o ciclo combinado de 5 GW parada no contamina. Es decir, para ver la evolución hacia la sostenibilidad habría que analizar la cantidad de energía que ha producido dicha tecnología. De forma análoga a la potencia instalada, se va a analizar la demanda cubierta por cada tecnología. Para ello, la Tabla 2 muestra la evolución de la generación anual por tecnología [X]. Tabla 37. Evolución de la cobertura anual de la demanda (TWh), por tecnología, en España Fecha 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Hidráulica 28.383 36.115 18.451 34.117 24.719 30.632 29.626 17.907 Turbinación bombeo 2.895 3.134 2.249 1.994 1.646 2.751 2.649 3.776 Nuclear 54.662 56.022 55.539 53.198 55.824 55.758 54.041 55.984 Carbón 52.616 37.314 45.019 37.277 12.671 5.021 4.983 7.765 Fuel + Gas 0 0 000- - 0- - Motores diésel 3.345 3.602 3.456 3.178 2.836 2.399 2.517 2.548 Turbina de gas 916 616 871 1.049 671 407 424 657 Turbina de vapor 2.223 2.536 2.674 2.455 2.189 1.388 1.108 1.207 Ciclo combinado 29.027 29.006 37.066 30.044 55.242 44.023 44.500 68.137 Hidroeólica 8 18 20 24 23 20 23 23 Eólica 48.118 47.697 47.907 49.581 54.245 54.906 60.526 61.194 Solar fotovoltaica 8.244 7.977 8.398 7.766 9.252 15.302 20.981 27.902 Solar térmica 5.085 5.071 5.348 4.424 5.166 4.538 4.706 4.123 Otras renovables 3.433 3.426 3.610 3.557 3.618 4.482 4.720 4.657 Cogeneración 25.201 25.909 28.212 29.007 29.615 27.030 26.091 17.754 Residuos no renovables 2.480 2.607 2.608 2.435 2.222 2.016 2.239 1.900 Residuos renovables 818 785 877 874 890 726 878 878 NO RENOVABLES 173.366 160.747 177.695 160.637 162.916 140.794 138.552 159.729 RENOVABLES 94.088 101.089 84.611 100.344 97.913 110.605 121.459 116.683 Potencia total 267.454 261.836 262.306 260.982 260.829 251.399 260.011 276.413 89 De la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se pueden sacar las siguientes conclusiones: 10. La producción nacional en barras de central (incluyendo las pérdidas) ha aumentado considerablemente en 2022 con respecto al año anterior. Eso es debido a que el consumo de electricidad es directamente proporcionar a la recuperación económica, por lo que, se aprecia la recuperación de la economía tras la pandemia que azoto el mundo, en especial España, en 2020. 11. La demanda de generación renovable ha aumentado considerablemente (24,0 %) con respecto al 2015. 12. La demanda de generación no renovable ha disminuido escasamente hasta alcanzar la cota de 160 TWh en 2022. 13. Por otro lado, en 2022 la tecnología con mayor participación en la generación son los ciclos combinados, seguidos por la energía eólica. 14. Por último, cabe destacar que la energía nuclear, con tan sólo 7 GW de capacidad instalada ocupa el tercer puesto de generación aportada al sistema. Eso es debido a que tiene un alto nivel de horas equivalentes de funcionamiento. Horas equivalentes es un ratio entre la energía generada y la capacidad instalada. Para concluir, España ha adquirido el compromiso de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en el ámbito de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático, su Protocolo de Kioto y el Acuerdo de París, como en el de la Unión Europea. Cada vez las propuestas son más ambiciosas. El paquete de medidas “Objetivo 55” es un conjunto de propuestas encaminadas a revisar y actualizar la legislación de la Unión Europa, en adelante UE y poner en marcha nuevas iniciativas para que la UE sea climáticamente neutra en 2050. Su expresión remite el objetivo de reducción de las emisiones en al menos el 55% que la UE ha fijado para 2030. El objetivo de este paquete de propuestas es proporcionar un marco coherente y equilibrado para alcanzar los objetivos climáticos de la UE que: • garantice una transición equitativa y socialmente justa; • mantenga y refuerce la innovación y la competitividad de la industria de la UE garantizando al mismo tiempo unas condiciones de competencia equitativas con respecto a los operadores económicos de terceros países; • sustente la posición de liderazgo de la UE en la lucha mundial contra el cambio climático. Para 2030, los objetivos objeto en este trabajo son: • Un objetivo vinculante para la UE en 2030 de, al menos, un 55 % menos de emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con 1990. • Un objetivo vinculante para la UE en 2030 de, al menos, un 40 % de energías renovables en el consumo de energía. ANEXO II. Mercado Eléctrico 90 90 • Un objetivo indicativo para la UE en 2030 de, al menos, un 11,7 % de mejora de la eficiencia energética en el consumo de energía final con respecto al 2020. • La consecución del objetivo de interconexiones de electricidad del 15 % en 2030 Por ello, se hace necesario analizar las medidas introducidas, en la¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se puede apreciar como el ratio TCO2eq/MWh se ha reducido notablemente desde el 2015 al 2020, para cumplir con los objetivos anteriormente descritos. No obstante, también se observa como durante el año 2022 se ha producido un incremento de las emisiones de CO2 equivalente asociadas a la generación. Se ha alcanzado la cota de 44,4 millones de toneladas de CO2 equivalente, en términos porcentuales, casi un 24 % más que 2021, pero un 44 % por debajo de las emisiones contabilizadas en 2015. Tabla 38. Emisiones Generación Española. Datos en TCO2 eq Por otro lado, es importante destacar que la UE ha desarrollado unas hojas de ruta para la descarbonización como son los fondos Next Generation EU destinados, gran parte de ellos, a la transición energética sostenible para conseguir la neutralidad de Europa en el año 2050. Liberalización del mercado La liberalización de los mercados parte del seno de la UE con las Directivas 96/92/CE y 98/30/CE, que inciden y regulan los mercados eléctricos y del gas, con el objetivo de crear un mercado energético único más eficaz, seguro y competitivo. Esta liberalización supone una separación en cada una de las actividades del mercado energético (generación, transporte, distribución y comercialización). No obstante, el transporte y distribución siguen trabajando en monopolio debido Fecha 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Carbón 49.985.654 35.448.089 42.768.449 36.001.786 12.384.273 4.884.685 4.865.740 7.489.053 Fuel + Gas 12 0 0 0 0 0 0 0 Motores diésel 2.651.845 2.811.795 2.728.450 2.234.468 1.998.445 1.641.040 1.720.962 1.742.437 Turbina de gas 726.327 532.295 692.789 1.045.096 675.945 430.930 451.513 703.605 Turbina de vapor 1.978.426 2.257.167 2.380.211 2.209.889 1.970.362 1.259.999 1.007.828 1.094.299 Ciclo combinado 12.047.630 11.966.149 14.943.795 11.841.921 21.183.920 17.133.424 17.393.287 26.196.005 Cogeneración 9.576.334 9.845.285 10.720.487 11.022.568 11.253.753 10.068.747 9.688.053 6.645.748 Residuos no renovables 595.226 625.671 625.916 584.391 533.391 712.029 780.959 575.052 Emisiones totales 77.561.453 63.486.452 74.860.097 64.940.120 50.000.090 36.130.855 35.908.341 44.446.199 tCO2 eq./MWh 0,293 0,245 0,288 0,251 0,193 0,145 0,14 0,163 91 a que duplicar estas redes tiene un coste muy elevado. La liberalización tuvo lugar en 1998, y gracias a ella se consigue: • Competitividad en el suministrado de energía. • Aumento de la calidad del servicio, y por lo tanto, de la competitividad. Ha provocado que las empresas tengan que ajustar su rentabilidad para ser la elegida por el cliente. En España, la gestión, a partir de 1998, recae sobre el organismo OMIE hasta 2007, cuando posterior a esa fecha es gobernado por el organismo denominado como Mercado Ibérico de la Electricidad, en adelante MIBEL. Mercado Diario El mercado diario, también conocido como el mercado spot o como acoplamiento único diario, es un mercado marginalista donde el precio los fija el Operador del Mercado mediante la intersección de las curvas de oferta y demanda. Los vendedores ofertan a diferentes precios incrementales y los compradores a precios decrementales. Como base, el Operador del Mercado agrega todas las curvas, tanto de venta como de compra, y el punto de corte establece la energía casada y el precio de esa hora. Todos los días del año a las 12:00 CET se lleva a cabo la sesión para los precios y la energía de las 24h del día siguiente en toda Europa. El Mercado Ibérico es un mercado acoplado con el resto de Europa desde 2014, por lo que para la casación del precio juegan un papel importante las interconexiones con el resto de países. Como se comentó anteriormente, el objetivo de la Unión Europea es que exista un único mercado europeo de casación para que en toda Europa el precio de la energía sea el mismo. Desde el punto de vista teórico no parece complicado, sin embargo, hay una limitación técnica bastante importante como son las interconexiones entre los diversos sistemas o mercados interconectados. Las interconexiones son las uniones entre diferentes mercados y, por consiguiente, diferentes países. Para ejemplificar, en España con Francia (única interconexión con el resto de sistemas europeos) hay en torno a 3 GW de interconexión (frente a unos 70 TW de potencia de generación en 2022), por lo que es imposible que, en todas las horas del año, con esa interconexión tan pequeña, el mercado esté completamente acoplado. Con el acoplamiento de mercados se busca bajar el precio de la energía eléctrica y aumentar la generación a partir de energías renovables. El sistema más barato exporta al sistema vecino más caro hasta el límite de la interconexión. Cuanto ésta está a su máxima capacidad no se puede exportar o importar más energía y aparece el término llamado Renta de Congestión, que no es más que la energía por la diferencia de precios entre ambos mercados contiguos. El objetivo de la UE es que cada vez los mercados estén más acoplados, bajando la cantidad monetaria de la Renta de Congestión. ANEXO II. Mercado Eléctrico 92 92 Mercado Intradiario Los mercados intradiarios son una herramienta para que los agentes del mercado puedan ajustar su programa más cerca del tiempo real. Existen dos tipos de mercados intradiarios. • Mercado intradiario de subastas • Mercado intradiario continuo Mercado de subastas Actualmente, se estructuran en tres sesiones con diferentes horizontes de programación para cada sesión y gestiona la capacidad libre de las interconexiones de España con los países vecinos. Al igual que el mercado diario es un mercado marginalista y de casación donde el volumen y precio se determinan por la intersección entre la oferta y la demanda. En él se ajusta el Programa Diario Viable Definitivo cuya base de programación es el resultado del mercado diario. Las sesiones tienen una duración de 50 minutos a excepción de la primera que es una hora. Todas las sesiones son posteriores a la casación del mercado diario y se ordenan de menor a mayor a medida que están más cerca del tiempo real de consumo. Mercado continuo El mercado continuo es un mercado muy reciente -desde 2018-. Es conocido como acoplamiento único intradiario, ofreciendo a los agentes ajustar su programa al igual que el mercado de subastas. Tiene dos diferencias fundamentales con el anterior: • Tiene mayor liquidez. Los agentes pueden beneficiarse de la liquidez disponible en los mercados de otras zonas de Europa, siempre y cuando la interconexión este disponible. • El mercado continuo se acerca más aún al tiempo real. Puede realizarse un ajuste hasta una hora antes del tiempo real de consumo. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se muestran por día, periodo y hora los contratos en negociación . 93 Tabla 39. Horarios negociación mercado continuo. ANEXO II. Mercado Eléctrico 100 100 En los años 2021 y 2022, tras la recuperación de la pandemia, ocurrió lo contrario. El precio de la electricidad está ligado al precio de diferentes commodities como el gas natural. Los almacenamientos de gas, como se puede observar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [37], estaban en mínimos históricos provocando un cierto nerviosismo por falta de suministro, lo que provocó un más que notable aumento de precios. Figura 33. Almacenamiento europeo de GNL. Reuters. En 2022, el problema se agravó más debido a la invasión de las tropas rusas a Ucrania, iniciada en la mañana del 24 de febrero de 2022. Como consecuencia del ataque ruso, los precios de gas se dispararon a nivel mundial, debido a que Rusia es un gran proveedor de esta materia prima. Un posible corte -total o parcialen el suministro de gas podría haber acarreado graves problemas de seguridad energética en Europa con una posible destrucción de parte de la demanda y problemas para mantener el volumen de oferta. Esta situación provocó que la volatilidad histórica alcanzará cotas por encima del 200 % cuando históricamente se encontraba en valores del 30 % como se puede observar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. [37]. 101 Figura 34. Volatilidad de los precios históricos Cotizaciones Futuras Con volatilidades altas es difícil valorar la rentabilidad de un proyecto a 10-25 años, ya que una parte importante para su valoración requiere conocer o estimar el precio medio futuro de la electricidad durante ese periodo de 10-25 años. Para valorar las cotizaciones futuras en electricidad se utiliza OMIP, el mercado de futuros. Como se puede apreciar en la Figura 8 [9], el año 2024 actualmente está cotizando en un precio superior a 100 €/MWh. Sin embargo, para los años que siguen, la cotización cae. Por ejemplo, el año 2027 cotiza a unos precios de 57 €/MWh. ANEXO II. Mercado Eléctrico 102 102 Figura 35. Cotizaciones futuras OMIP No obstante, a tan largo plazo la liquidez del mercado es muy baja y los precios no son muy representativos. Ciertamente, la entrada de energías renovables hace que el precio medio del pool (mercado diario) caiga con respecto a los 100 €/MWh. No obstante, no hay que olvidar que el precio de casación es un precio marginalista, es decir, el precio lo marca la energía más cara lo que puede provocar que la bajada en el mercado diario no sea tan acusada. Por otro lado, y como se ha ido comentando a lo largo del trabajo, la inclusión, cada vez más acusada, de energías renovables al mix energético provoca que los costes de los servicios de ajuste sean mayores. Este efecto se puede apreciar en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.como el precio de los servicios de ajuste alcanza el valor de 7 €/MWh según REE Por todo esto, se hace muy complicado pensar que las cotizaciones en los años venideros caerán por debajo de 60 €/MWh. 103 BIBLIOGRAFÍA [1] Gobierno de España, «Nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima,» PNIEC, vol. 2, nº 13, 2023, disponible en https://www.miteco.gob.es/es/energia/estrategia-normativa/pniec-23-30.html [2] M. J. Barasa Kabeyi, O. 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