Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Máster Máster en Ingeniería Industrial Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Francisco Javier Llopis Cejudo Tutor: Miguel Ángel González Cacigal José Luis Martínez Ramos Sevilla, 2024 iii Trabajo Fin de Máster Ingeniería Industrial Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Autor: Francisco Javier Llopis Cejudo Tutor: José Luis Martínez Ramos Catedrático de Universidad Miguel Ángel González Cacigal Profesor Ayudante Doctor Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 v Trabajo Fin de Máster: Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Autor: Francisco Javier Llopis Cejudo Tutor: Miguel Ángel González Cacigal José Luis Martínez Ramos El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2024 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis amigos A mis abuelos ix Agradecimientos Este trabajo no habría sido posible sin la colaboración y el apoyo de muchas personas. En primer lugar, agradezco a Miguel Ángel González Cacigal como tutor de este trabajo por su predisposición a ayudar y responder cualquier duda que se iba presentando a lo largo del desarrollo del trabajo. También agradecer a José Luis Martínez Ramos, también tutor, por facilitar y aclarar el objetivo final de este trabajo. En segundo lugar, agradezco a mis padres y a mi hermana todo el apoyo que he recibido durante todo el máster, así es más fácil llevarlo todo hacia delante. También quisiera mencionar a mis abuelos, en especial a mi abuelo José María y a mi abuelo Pepe ya que ellos siempre estuvieron pendientes del desarrollo de mi carrera, teniendo en cuenta de dónde vienes y enfocándote hacia donde quieres ir en base al esfuerzo y al trabajo diario. Por último, me gustaría agradecer este trabajo a mis compañeros de universidad, sin ellos el máster hubiera sido completamente diferente y probablemente el camino hubiera tenido más obstáculos. Me llevo un grupo de amigos más allá del máster. Francisco Javier Llopis Cejudo Sevilla, 2024 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1. Previsión de precios de las baterías a gran a escala hasta 2030 2 Figura 2-1. Tipos de Sistemas de Almacenamiento de Energía 4 Figura 2-2. Evolución de la potencia instalada [kW] mundial de sistemas de almacenamiento [1929-2023] [35] 4 Figura 2-3. Evolución de la energía instalada [kWh] mundial de sistemas de almacenamiento [1929-2023] [35] 5 Figura 2-5. Principales componentes de una central de bombeo de hidráulico [36] 6 Figura 2-6. Potencial de energía hidráulica por bombeo en Europa [3] 8 Figura 2-7. Principales componentes y funcionamiento de una pila electroquímica [4] 9 Figura 2-8. LCOE baterías a gran escala por duración 11 Figura 2-9. Batería de plomo-ácido [7] 12 Figura 2-10. Batería de flujo redox [8] 12 Figura 2-11. Batería de sodio azufre [9] 13 Figura 2-12. Cadena de valor del hidrógeno [11] 14 Figura 3-1. Evolución del precio de las baterías de ion-litio separadas en precio de las celdas y del pack [2013- 2023] [12] 15 Figura 3-2. Evolución de la potencia instalada de energía solar fotovoltaica en EEUU [14] 16 Figura 3-3. Evolución de la carga neta en el estado de California [2015-2023] [15] 17 Figura 3-4. Desglose de ingresos y gastos de un proyecto de baterías utility-scale [10] 19 Figura 3-5. Desglose de CAPEX de un proyecto de baterías utility-scale 20 Figura 3-6. Desglose de OPEX de un proyecto de baterías utility-scale 21 Figura 3-7. Perfil de generación en España en 2022 [16] 22 Figura 3-8. Evolución del perfil de generación en España [10] 22 Figura 3-9. Porcentaje de generación renovable en España [10] 23 Figura 3-10. Perfil de la potencia instalada en España [16] 24 Figura 3-11. Curva de la demanda eléctrica del día 11/01/2024 (jueves) [17] 24 Figura 3-12. Tipos de mecanismos de capacidad [21] 28 Figura 3-13. Precio Spot horario 17/06/2024 [23] 31 Figura 3-14. Costes de los servicios de ajuste [M€] [26] 33 Figura 3-15 Matriz de potencia instalada por tecnología en Chile [27] 35 Figura 3-16 Matriz de potencia instalada dividida en renovables y no renovables [27] 35 Figura 3-17 Mapa del recurso solar de Chile [28] 36 Figura 3-18 Generación de energía eléctrica por región y tecnología Chile [29] 37 Figura 3-19. Demanda real del día 24/01/2024 (miércoles). [30] 38 Figura 3-20. Demanda total y demanda neta del 24/01/2024 (Miércoles) [30] 39 xvii Figura 4-1 Generación y precio medio capturado en Nueva Quillagua 2022-2023. [31] 42 Figura 4-2 Generación solar y eólica junto con los curtailments de ambas tecnologías en la zona Norte de Chile [32] 43 Figura 4-3. Escenarios de horas de inicio de carga y descarga de las baterías. 43 Figura 4-4. Promedio del arbitraje de precios 2022-2023 en cada uno de los escenarios. 44 1 1 INTRODUCCIÓN Actualmente el mundo está viviendo una nueva revolución energética. Debido al impacto en los precios de muchos combustibles, así como el interés en la independencia energética de los países y la transición a recursos renovables como principal fuente de energía, la sociedad se enfrenta al reto de adaptar los actuales sistemas de energía a estos nuevos requerimientos. La expansión global de las energías renovables se ha producido en menos de una década, Europa comenzó siendo la líder en estas tecnologías y en estos últimos años se han sumado grandes potencias como Estados Unidos y China, así como países de una larga tradición petrolera como Arabia Saudí o Emiratos Árabes Unidos que han llevado a cabo planes estratégicos en esta materia para no depender de los combustibles fósiles en un futuro. El reto no es sencillo, actualmente la matriz energética de la gran mayoría de países del mundo está basada en los combustibles fósiles con escasas excepciones. Para poder conseguir una transición energética eficaz los países involucrados están construyendo planes de expansión de las energías renovables basados principalmente en energía fotovoltaica y eólica. Sin embargo, una rápida y descontrolada expansión de estas fuentes de energía puede causar grandes problemas en las redes eléctricas. • Son fuentes intermitentes por lo que en el momento en el que deja de soplar el viento o no hay sol deben entrar los combustibles fósiles. Esto sigue haciendo dependiente el sistema de recursos no renovables. • Cuando hay mucho sol en las horas del mediodía o mucho viento puede haber una sobreoferta energética en la que las primeras centrales que sufren limitaciones son justamente la eólica y la fotovoltaica pudiendo ocasionar pérdidas económicas a sus promotores lo que puede desincentivar la inversión. • La inversión en nuevas centrales de energía renovables debe llevar aparejadas inversiones en redes de transmisión para poder evacuar la energía producida. Estas infraestructuras no son tan rápidas de construir como una central renovable y requieren de una cantidad elevada de inversión. Sin el acompañamiento de la construcción de estas redes, la transición energética llegará más tarde y en peores condiciones. • Cuanto mayor sea la penetración de renovables en la red más posibilidades de tener una inestabilidad en términos de tensión y frecuencia en la red. Las centrales que más estabilidad aportan es la nuclear y el gas natural y que pueden controlar las frecuencias de sus generadores con mayor facilidad. Una de las tecnologías en auge que podrán sustituir en gran medida a las centrales de combustibles fósiles y gas natural son las baterías a gran escala también conocidas como BESS (Battery Energy Storage System). Esta tecnología permite almacenar los excesos de energía de las renovables cuando la demanda no es tan alta e inyectar esa energía más tarde en la red cuando la demanda es mayor y los precios son mayores. En definitiva, permite controlar la producción de la central y ofrecer mayor flexibilidad al sistema. Los principales inconvenientes de las BESS son el elevado coste de inversión y su degradación con el tiempo. No obstante, la tendencia de precios de las baterías es a la baja y en los últimos 3 años el precio de las baterías ha bajado un 40% según BloombergNEF. En la figura 1-1 se puede observar la previsión de precios de las baterías y su gran caída en los próximos años. Introducción 2 El objetivo principal de este trabajo de Fin de Máster es buscar las razones por las cuales la inversión en baterías a gran escala tiene sentido económicamente para alcanzar los objetivos fijados de la transición energética. A lo largo de este trabajo se analizarán los principales tipos de baterías y sistemas de almacenamiento energético del mercado, así como un análisis de la situación actual en algunos mercados eléctricos como el español o el chileno y concluyendo con un caso de estudio en el que se analizarán distintos escenarios que conducirán a la viabilidad de la inversión. Figura 1-1. Previsión de precios de las baterías a gran a escala hasta 2030 3 2 ESTADO DEL ARTE DEL ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO l continuo aumento en la demanda de energía y la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero han impulsado la exploración y el desarrollo de tecnologías avanzadas de almacenamiento energético. Todo esto unido a la difícil coyuntura de precios y la volatilidad de los recursos en las fuentes de energía renovable como la energía solar fotovoltaica o la energía eólica han fomentado la investigación en este campo de la ingeniería. En este contexto, es necesario realizar una revisión del estado del arte de los sistemas de almacenamiento de energía antes de abordar el objetivo final de este trabajo de fin de máster que está relacionado con el problema creciente de la intermitencia de las energías renovables en distintos sistemas eléctricos. Esta revisión del estado del arte proporcionará una compresión del panorama actual de las soluciones de almacenamiento energético que existen, sus avances tecnológicos y los desafíos a los que se enfrentan. Este análisis tiene como objetivo explorar las tecnologías líderes en almacenamiento energético, incluyendo baterías de ion-litio, sistemas de almacenamiento térmico, almacenamiento de hidrógeno y sistemas de almacenamiento de energía por bombeo entre otros. Dado el amplio espectro de servicios de red que los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) pueden proporcionar, se anticipa un rápido desarrollo de estos en el futuro cercano. Sin embargo, no todos los SAE tienen la capacidad de ofrecer la totalidad de los servicios, ya que esto dependerá de su capacidad para cumplir con los requisitos específicos de cada aplicación. A continuación, se presentan las diversas categorías de tecnologías de almacenamiento de energía que pueden ser empleadas en aplicaciones relacionadas con las redes eléctricas en la actualidad. Con el fin de distinguir y clasificar los distintos sistemas de almacenamiento es necesario tener en cuenta una serie de características principales. Analizando la bibliografía existente acerca de los SAE se puede llegar a la conclusión que la mejor manera de dividir estos sistemas es por; capacidad instalada, es decir, cantidad de energía que el sistema es capaz de almacenar, potencia suministrada, coste actual y servicios que pueden ofrecer al sistema. Los SAE se pueden dividir en cinco grandes grupos y éstos en distintos subtipos. En la figura 2-1 se pueden observar estos. E Estado del arte del almacenamiento energético 4 A lo largo de este trabajo de fin de máster se va a prestar especial atención al almacenamiento electroquímico y en concreto a las baterías de Ion-Litio ya que, como se verá más adelante son actualmente la solución más rentable y segura. Antes de abordar el estudio de los SAE, es conveniente realizar un análisis de la demanda energética además del incremento de la potencia de almacenamiento instalada en estos últimos años. Cómo se puede observar en la figura 2-2 el tipo de almacenamiento de energía por excelencia es la energía hidráulica de bombeo. El DOE, departamento de energía de los Estados Unidos de América realiza un seguimiento de la potencia y energía instalada de los sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo. Figura 2-1. Tipos de Sistemas de Almacenamiento de Energía Figura 2-2. Evolución de la potencia instalada [kW] mundial de sistemas de almacenamiento [1929-2023] [35] 5 5 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Desde la segunda mitad del siglo XX se observa un crecimiento exponencial de la energía hidráulica de bombeo. Y a lo largo de esta última década se han desarrollado e instalado los sistemas de almacenamiento electroquímico. En la siguiente figura se observa ese crecimiento. Figura 2-3. Evolución de la energía instalada [kWh] mundial de sistemas de almacenamiento [1929-2023] [35] Figura 2-4. Evolución de la energía y potencia instalada mundial de sistemas de almacenamiento electroquímico [1970- 2023] [35] Estado del arte del almacenamiento energético 6 Se puede observar en la figura 2-4 que las baterías de Ion-litio son las más extendidas seguidas de las baterías de flujo y las de Sodio. A lo largo de las siguientes páginas se hará una descripción superficial del funcionamiento de cada una de las tecnologías de almacenamiento haciendo especial énfasis en las baterías de Ion-litio y en la energía hidráulica de bombeo. 2.1. Tecnologías de almacenamiento: descripción y funcionamiento A continuación, se exponen los SAE predominantes en la actualidad, además de nuevos desarrollos dentro del campo del almacenamiento. Se presta atención tanto a la hidráulica de bombeo como a las baterías de ion-litio ya que suman entre ellos más de un 90 % de la potencia instalada de almacenamiento energético mundial. 2.1.1 Hidráulica de bombeo El almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo es actualmente la tecnología más ampliamente adoptada para el almacenamiento de energía a gran escala (>100 MW). Este tipo de central eléctrica cuenta con dos embalses a distinta altura que permiten almacenar el agua. Cuando hay poca demanda de energía eléctrica, la central consume energía usando bombas para elevar el agua desde el embalse inferior al superior con el fin de almacenar energía en forma de potencial gravitatorio. Posteriormente, en las horas de mayor consumo genera energía haciendo pasar el agua por una turbina y de esa forma satisfacer la demanda eléctrica. Esta tecnología presenta una larga vida útil que oscila entre las tres y las cinco décadas, junto con un coste de operación y mantenimiento (O&M) bajo. En promedio, logra una eficiencia en su ciclo del 75 %, [1] por lo que considerando la elevación y las pérdidas de conversión consigue un buen rendimiento. Destaca por ofrecer la mayor capacidad entre todas las tecnologías disponibles, ya que su tamaño solo está restringido por las dimensiones del embalse superior. Figura 2-5. Principales componentes de una central de bombeo de hidráulico [36] 7 7 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Algunas de sus ventajas son [2]; • Es una energía limpia que no genera ningún residuo y cuya fuente de energía es el agua, recurso natural e inagotable. • Control de la producción: existe flexibilidad a la hora de producir energía en función de la demanda y el precio. • Es económica ya que se podría decir que la fuente de energía no cuesta dinero al ser el agua un recurso natural No obstante, la viabilidad de esta tecnología depende de condiciones de emplazamiento particulares, siendo la más crítica la disponibilidad de sitios técnicamente adecuados que cuenten con acceso al recurso hídrico. La orografía hace que no todos los países del mundo tengan potencial energético con esta tecnología. Es necesaria una diferencia de altura importante en poco espacio. Además, un requisito adicional es que el suelo debe contar con riqueza hídrica y el agua tiene que estar libre de sólidos ya que en caso contrario puede causar la saturación de desarenador. Otros inconvenientes son: • Coste elevado de construcción y de larga duración. • La producción puede verse afectada ante períodos de sequía • Se producen cambios en el paisaje que afectan al medioambiente y a los ecosistemas con cambios en la flora y la fauna local. • No pueden ofrecer regulación primaria de frecuencia ya que los tiempos de respuesta son lentos. En la Figura 2-6 se puede observar el potencial de energía hidráulica por bombeo en Europa. Se puede ver que España es uno de los países con mayor potencial de energía de este tipo. Estado del arte del almacenamiento energético 14 incluyen; la elevada inversión requerida, la escasez de componentes de alto rendimiento para sistemas de almacenamiento a gran escala, el estado de desarrollo relativamente bajo, y los bajos rendimientos de las pilas de combustible de alta densidad de corriente, así como de los procesos químicos para la creación de combustibles. En la figura de abajo se muestra toda la cadena de valor del hidrógeno por la agencia internacional de las energías renovables (IRENA). Figura 2-12. Cadena de valor del hidrógeno [11] 15 3 ESTUDIO DEL MERCADO Y MODELO DE NEGOCIO DE LAS BATERÍAS A GRAN ESCALA l mercado de las baterías está experimentando una transformación radical impulsada por la creciente demanda de soluciones de almacenamiento energético eficientes y sostenibles. En la actualidad existen una gran variedad de sistemas de almacenamiento energético, cada uno con sus características y funcionalidades concretas. Hoy en día y como se ha explicado anteriormente las baterías de ion-litio son la tecnología que tiene mayor proyección en el mercado ya que su coste ha bajado considerablemente, en torno a un 85 % desde el año 2010 hasta el año 2018 según BloombergNEF. Además, posee unas características que proporcionan firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico. Gracias a su rápida respuesta, tienen la posibilidad de participar en los servicios auxiliares del sistema eléctrico y su elevada densidad energética hace posible la introducción de grandes capacidades en espacios pequeños. En la figura 3-1 se puede observar la clara evolución bajista de los precios. Figura 3-1. Evolución del precio de las baterías de ion-litio separadas en precio de las celdas y del pack [2013-2023] [12] Por otro lado, para impulsar la instalación de estos sistemas es necesario realizar una revisión de las políticas y la regulación de los distintos mercados eléctricos ya que, para complementar la capacidad técnica de las baterías, es necesario que haya también viabilidad económica. En primer lugar, para entender el modelo de negocio de las baterías es necesario conocer las fuentes de ingresos y los costes que tienen los proyectos. Posteriormente se realizará un estudio de los diferentes mercados eléctricos más desarrollados en esta tecnología y por último se explicará en detalle un proyecto concreto para situar todos los conceptos que se irán exponiendo. 3.1 Ingresos y costes de las baterías En este apartado se va a estudiar los ingresos y los costes en los que se incurre en un proyecto de baterías a gran escala. El objetivo es conocer tanto las diferentes fuentes de ingresos como el desglose de costes para conseguir tener una foto general del negocio de las baterías. E Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 16 INGRESOS Las baterías pueden obtener ingresos de tres fuentes principales: arbitraje de precios, servicios de regulación del sistema y otros ingresos regulados. [10] Arbitraje de precios: se aprovecha el diferencial de precios entre los precios de punta, es decir los precios de la energía más elevados, y los precios de valle, los precios más bajos. Se compra o almacena electricidad cuando ésta es más barata y hay una mayor oferta. Posteriormente se vierte al sistema cuando el precio es mayor y la oferta es menor. Teniendo en cuenta que la aplicación más usada de las baterías es situarlas junto a instalaciones solares fotovoltaicas, el margen de precios varía de manera considerable debido a que hay que tener en cuenta el recurso solar. Últimamente, debido a la alta penetración de renovables en la matriz energética de algunos mercados eléctricos, es frecuente la sobreproducción de energía eléctrica en las horas del mediodía haciendo que el precio de la energía eléctrica se desplome a valores cercanos a cero. Esta circunstancia sucede en el caso de que la instalación esté conectada a un mercado eléctrico que posea un porcentaje elevado de capacidad instalada de energía solar fotovoltaica. La variabilidad en los precios de un tramo horario a otro puede ser muy elevada. Solo existe energía solar de 8 de la mañana a 8 de la tarde en el mejor de los casos. En consecuencia, se usan las baterías para verter al sistema la energía eléctrica en el momento en el cual el precio de la energía es mayor y la oferta de energía solar es nula. Este tipo de plantas energéticas son las llamadas plantas hibridadas. Este fenómeno explicado en los párrafos anteriores es conocido habitualmente en el sector energético como la curva de pato. [13] El mercado de la energía fotovoltaica es un mercado maduro y que avanza a mucha mayor velocidad que la implantación de sistemas de almacenamiento energético como baterías. Desgraciadamente, la electricidad que se genera debe ser igual a la demandada, y la única tecnología que permite romper esta situación son las baterías. A lo largo de los últimos 10 años la capacidad instalada de energía solar fotovoltaica ha aumentado considerablemente. En la figura de abajo se aprecia este incremento en el estado de California con la disminución progresiva año tras año en la generación de energía mediante combustibles fósiles en las horas centrales del día. Habitualmente, suelen entrar las centrales de energía renovables en el mercado de subastas de energía eléctrica ya que el coste variable es prácticamente inexistente Figura 3-2. Evolución de la potencia instalada de energía solar fotovoltaica en EEUU [14] En la figura 3-3 se representa la carga neta a lo largo del día. La carga neta es la diferencia entre la generación 17 17 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados renovable variable y la demanda real. Se puede observar claramente que a lo largo de los últimos años existe una caída en las horas centrales del día en la cual la generación solar es mayor. Cuando se acerca el atardecer y la generación solar cae esta carga neta se eleva rápidamente provocando una figura que se asemeja a la silueta de un pato. Figura 3-3. Evolución de la carga neta en el estado de California [2015-2023] [15] Este fenómeno genera dos principales inconvenientes [15] debido a la rápida implantación de la energía solar. 1) Estrés de la red eléctrica: La enorme oscilación de la demanda de electricidad de las centrales convencionales desde las horas finales del mediodía hasta la noche, cuando la demanda de energía sigue siendo alta pero la generación solar ha caído. Esto significa que las centrales convencionales (como las de gas natural) deben aumentar rápidamente la producción de electricidad para satisfacer la demanda de los consumidores. Este rápido aumento hace más difícil a los operadores de la red ajustar en tiempo real el suministro (la energía que generan) a la demanda. Además, si se produce más energía solar de la que la red puede utilizar, los operadores podrían tener que reducir la energía solar para evitar los famosos curtailments, los cortes impuestos por el operador a las distintas plantas. 2) Pérdida económica: La dinámica de la curva de pato puede poner en entredicho la economía tradicional de las centrales eléctricas convencionales ya que se reduce su tiempo de funcionamiento, lo que se traduce en una reducción de los ingresos por energía. Si los ingresos reducidos hacen que el mantenimiento de las centrales no resulte rentable, éstas pueden retirarse sin un sustituto despachable. Menos electricidad despachable hace más difícil para los gestores de la red equilibrar la oferta y la demanda de electricidad en un sistema con grandes oscilaciones de la demanda neta. Esta situación genera una gran oportunidad para el almacenamiento energético. Según se ha explicado antes, la diferencia en el margen de precios depende principalmente del recurso renovable: si hay sol ese día, si es temporada seca o húmeda, o si sopla el viento. Otro aspecto clave en el análisis del arbitraje de precios es el bucle que se genera al implantar almacenamiento energético en el sistema provocando la inclusión de más potencia solar instalada. [3] Gracias a que los sistemas Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 18 de almacenamiento energético compran energía en los momentos de precios más bajos y venden en el momento en el cual el precio es más alto, las instalaciones fotovoltaicas serán capaces de capturar un precio medio de venta de energía mayor provocando así un foco atractivo de inversión y mayor potencia solar fotovoltaica. En consecuencia, con la mayor penetración de energía solar se vuelve a producir un diferencial de precios mayor e induce de nuevo la instalación de nuevos sistemas de almacenamiento. Se produce un bucle, la expansión de la energía solar aumenta la adopción de sistemas de almacenamiento, pero al mismo tiempo, una mayor incorporación de capacidad de almacenamiento reduce las perspectivas de crecimiento de las baterías al nivelar los precios. Por este motivo, es necesario llegar a un punto de equilibrio entre la capacidad instalada de energía solar fotovoltaica y de baterías que hagan rentable ambas tecnologías. Debido a que el factor del arbitraje de precios es el ingreso menos controlable de los mencionados al principio de este apartado, es necesario garantizar la rentabilidad de las baterías con otro tipo de ingresos como los servicios de ajuste o mecanismos de capacidad. A la hora de llevar a cabo una inversión, los promotores de energías renovables necesitan una señal de precios adecuada. Servicios de ajuste o regulación del sistema: las baterías pueden aprovechar su rapidez de arranque y entrar en los mercados de servicios de ajuste. Pueden recibir remuneración por proporcionar al sistema la flexibilidad y firmeza necesaria. Servicios como regulación de la frecuencia o aporte de inercia entre otros. Más adelante se verá con detenimiento esta remuneración en distintos mercados. Mecanismos de capacidad o subvenciones: Este ingreso depende exclusivamente del mercado eléctrico en el que se sitúe la instalación. Por el hecho de tener potencia de respaldo disponible, las baterías consiguen una retribución. Este ingreso es el que hoy en día puede suponer que un proyecto de baterías pueda ser rentable. En este sentido, una gran cantidad de países ya están legislando distintas estructuras de remuneración por capacidad. En las siguientes páginas se indicarán la situación actual en algunos países. COSTES A la hora de hablar de los costes hay que distinguir entre CAPEX y OPEX. El CAPEX es una abreviatura que viene del inglés “Capital Expenditure”, es decir “Gasto de Capital” o lo que es lo mismo el dinero que una empresa gasta en la adquisición, mejora o mantenimiento de activos físicos generalmente a largo plazo. Son inversiones que tienen un alto impacto en la empresa ya que aumenta la capacidad y competitividad de esta. En el caso de las baterías el CAPEX se caracteriza por ser elevado. El CAPEX de un proyecto de baterías se puede dividir en las siguientes partidas: • Las propias celdas de la batería. • Los transformadores o inversores. • La ingeniería y construcción del proyecto. En el sector estas empresas son llamadas EPC (Engineering, Procurement, Construction). • BOS (Balance of System), se refiere a todos los componentes y sistemas eléctricos necesarios para la instalación y funcionamiento del sistema. Por otro lado, a la hora de analizar la viabilidad de un proyecto también es necesario definir el OPEX, término que viene del inglés “Operating expenses”, en español “Gastos operativos”. Son aquellos costes recurrentes y regulares asociados con la operación de una empresa, o en este caso del proyecto. Por lo general, los gastos operativos (OPEX) asociados a las baterías no suelen ser excesivamente altos. No obstante, es importante tener en cuenta tanto los costos relacionados con el funcionamiento y el mantenimiento de la instalación (O&M) como los costos vinculados a la garantía de la batería y los costos de reemplazo necesarios para mantener su capacidad de almacenamiento. Entre estos gastos operativos de la batería se 19 19 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados incluyen los costos asociados con la compra de electricidad en el mercado, que en algunos casos pueden ser nulos, como, por ejemplo, cuando la batería está conectada a una instalación de energía renovable y se carga al mismo tiempo que evita la exportación de energía no utilizada. Figura 3-4. Desglose de ingresos y gastos de un proyecto de baterías utility-scale [10] A continuación, se muestra un desglose más detallado del CAPEX de baterías basados en un estudio de NREL (National Renewable Energy Laboratory) organismo perteneciente al departamento de energía de los Estados Unidos de América. Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 20 Figura 3-5. Desglose de CAPEX de un proyecto de baterías utility-scale Balance of System Category Adquisición de terrenos Preparación del sitio Transformadores Instalaciones subterráneas Estudios preliminares de viabilidad e ingeniería Honorarios legales Impuestos sobre la propiedad durante la construcción Caminos de acceso Edificios para operaciones y mantenimiento Vallado Mano de obra y materiales distribuibles Ingeniería Puesta en marcha y comisionamiento Estudios medioambientales y permisos Costes de desarrollo Costes de seguros Construcción de la planta Equipo de la planta de energía Cimentación Hardware Suministro de módulos Soporte de módulos Electrónica de potencia Actualizaciones de subestación de transmisión AC Cableado e instalaciones Costos de línea de espolón basada en la distancia (GCC) DC Cableado e instalaciones Inversores Balance del sistema (BOS) Conexiones internas y de control Equipo eléctrico en el sitio Infraestructura Eléctrica e Interconexión (interconexión eléctrica, electrónica, infraestructura eléctrica, eléctrica) Equipo de Generación e Infraestructura (obras civiles, equipo de generación, otros equipos, estructura de soporte) Instalación e indirectos Owner's Costs Sitio 21 21 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Según ese mismo estudio se indica que dentro del CAPEX de las baterías utility-scale se prevé que el coste de la batería en sí disminuya más rápidamente que los demás componentes del coste (lo que es similar a la historia reciente de los costes de los sistemas fotovoltaicos), y se reduce más rápidamente. Esto tiende a hacer que los costes de las baterías de mayor duración (por ejemplo, 10 horas) disminuyan más rápidamente y que los de las baterías de menor duración (por ejemplo, 2 horas) disminuyan menos rápidamente en el futuro. Todas las duraciones tienden hacia una trayectoria común a medida que los costes de las baterías disminuyen en el futuro. En cuanto al OPEX, el desglose sería el siguiente. Figura 3-6. Desglose de OPEX de un proyecto de baterías utility-scale 3.2 Integración de las baterías a gran escala en distintos mercados eléctricos A la hora de analizar la viabilidad de los proyectos es necesario realizar un estudio pormenorizado de la regulación actual del almacenamiento en diferentes mercados. En primer lugar, se hará un estudio de la matriz energética del país en cuestión y un resumen del funcionamiento de su mercado eléctrico. Posteriormente se mencionará la estrategia de cada país en cuanto al almacenamiento energético, su legislación y se presentarán alguno de los proyectos que hay actualmente en cada región. Los países elegidos para llevar a cabo el estudio son; España y los países en los que el almacenamiento ha tenido un mayor desarrollo en los últimos años, centrando el análisis en España y Chile. También se hará una visión general del mercado del almacenamiento en el sistema eléctrico del mercado de California, estado de los Estados Unidos dónde más se ha desarrollado los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala. Cabe una mención especial a Chile ya que es un país que por su particular forma geográfica y su sistema eléctrico tiene sentido una implementación masiva de baterías. Costes de sustitución Mantenimiento Mantenimiento general Mantenimiento preventivo Mantenimiento correctivo Valor actual anualizado de la sustitución de grandes componentes a lo largo de la vida técnica Costes Fijos Costes administrativos Seguros Pagos por arrendamiento de terrenos Mano de obra Impuestos sobre la propiedad Seguridad del sitio Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 22 3.2.1 España A continuación, se analizará el estado actual del mercado e infraestructura energética española. En primer lugar, es necesario hacer una revisión de la matriz energética actual tanto en generación como en potencia instalada. En las figuras de abajo se muestran la estructura por tecnologías en la matriz de generación y en potencia instalada según el operador del mercado (Red Eléctrica). Figura 3-7. Perfil de generación en España en 2022 [16] Figura 3-8. Evolución del perfil de generación en España [10] Ciclo combinado 25% Eólica 22% Nuclear 20% Solar fotovoltaica 10% Hidráulica 7% Cogeneración 6% Otras 4% Carbón 3% Solar térmica 2% Turbinación bombeo 1% Generación eléctrica 2022 (por tecnología) Ciclo combinado Eólica Nuclear Solar fotovoltaica Hidráulica Cogeneración Otras Carbón Solar térmica Turbinación bombeo 0% 20% 40% 60% 80% 100% 2010 2015 2020 PNIEC 2025 PNIEC 2030 Nuclear Térmicas Bombeos + Baterías Hidráulica Eólica Solar Fotovoltaica Otras renovables 23 23 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Figura 3-9. Porcentaje de generación renovable en España [10] Cómo se puede observar, el perfil de generación de España está principalmente formado por la energía nuclear, la energía eólica y las centrales de ciclo combinado. Entre estas tres tecnologías suman dos tercios de la energía generada en España. Las centrales consideradas centrales de base son las centrales nucleares y las centrales de regulación son las centrales de ciclo combinado. Este factor es importante en este estudio ya que las baterías podrían entrar en este grupo de tecnologías de regulación, es decir, centrales que son capaces de arrancar en poco tiempo y proporcionar energía rápidamente a la vez que aumenta la demanda. Esto sucede a primera hora de la mañana y sobre las 8 de la tarde. Con lo que respecta a la potencia instalada, España es de los países con mayor porcentaje de potencia renovable instalada. En la tabla que se muestra a continuación, se observa claramente que la solar fotovoltaica ha crecido exponencialmente en los últimos años ya que ocupa el tercer lugar con 23.260 MW. Debido a esto último las baterías crecerán en los próximos años ya que cómo se ha visto en el apartado anterior se trata de un bucle que se alimenta mutuamente. Por otro lado, un aspecto que suele ser contradictorio es que la potencia instalada no es proporcional a la generación. Esto se explica con el factor de capacidad, también denominado factor de planta. Es el cociente entre la energía real generada en un año y la energía que hubiera generado en plena carga durante todo el año. Este factor es muy alto en centrales nucleares (entorno a un 80%) y más bajo en centrales renovables como la energía eólica (entorno a un 30%) y la solar fotovoltaica (entorno a un 20%) ya que sus fuentes son muy intermitentes. Es por ello por lo que la energía nuclear tiene un elevado porcentaje en la generación, pero no así en potencia instalada. Sin embargo, en la energía solar fotovoltaica es, al contrario. % Generación renovable 2010 34,0% 2015 37,0% 2020 45,0% PNIEC 2025 61,0% PNIEC 2030 77,0% Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 30 Arbitraje de precios Habiendo abordado el tema anterior relativo a la legislación y estrategia, a continuación, el objetivo es llevar a cabo un análisis del arbitraje de precios en España y para ello es necesario tener en cuenta el mercado spot de electricidad actual y el proyectado en función de la penetración de renovables en la matriz, concretamente de energía solar fotovoltaica. Además de lo anterior, es necesario tener en cuenta la curva de la demanda horaria del país para conseguir así un mejor análisis. Existen varios estudios de proyecciones de precios para los próximos años. Para este estudio se ha tenido en cuenta las proyecciones de precios del informe de Naturgy: “El papel del almacenamiento en la transición energética”. [10] En primer lugar, es necesario explicar como funciona el mercado de la electricidad en España. El mercado está gestionado por OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía) entidad privada que regula tanto el mercado diario como el intradiario de energía eléctrica para España y Portugal. Además, OMIE participa en el acoplamiento con los demás mercados mayoristas de electricidad de la UE. El mercado se organiza en secuencias de mercado en el cual los agentes del mercado pueden adquirir y ofertar la energía eléctrica en días, semanas, meses antes de que la energía sea generada y consumida. Existen dos tipos de mercados: el libre y el regulado. En esta descripción breve de la formación del precio de la energía en España, el estudio se centrará en el mercado regulado con el objetivo de saber cómo se forma el precio Spot de la energía. La sesión del mercado diario tiene lugar el día previo a la entrega de la energía, donde compradores y vendedores llevan a cabo transacciones de energía para cada hora del día siguiente. Los vendedores presentan sus ofertas de venta y de igual forma las presentan los compradores. Con esta información OMIE construye la curva de oferta y demanda para cada una de las horas del día siguiente y el punto de cruce de cada curva es el precio Spot de la energía para esa hora. Además, en el mismo día de generación y consumo se pueden modificar las ofertas y compras en el mercado intradiario. Existen 6 sesiones para realizar estas modificaciones. Por último, en el muy corto plazo los generadores y en algunos casos la demanda puede ofrecer una serie de servicios necesario al sistema con el objetivo final de igualar la generación a la demanda en todo momento y de esa forma asegurar la fiabilidad y seguridad del suministro eléctrico. Este mercado se explicará más adelante en detalle ya que las baterías pueden jugar un papel importante en el mismo. Por ejemplo, en la figura 3-13 se puede ver cómo en las horas centrales del día el precio Spot es mucho menor que en cuando empieza la noche. El ejemplo que se muestra es del día 17 de junio de 2024. 31 31 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Figura 3-13. Precio Spot horario 17/06/2024 [23] Mercado de servicios de ajuste En el punto dos de este estudio se describen los servicios de ajustes posibles que aportan los sistemas de almacenamiento energético al sistema eléctrico. Debido a la potencial función que pueden aportar las baterías en los servicios de ajuste del sistema, es necesario realizar una revisión actualizada del mercado de servicios de ajuste en España y entender cómo se remuneran. El mercado de servicios de ajuste en España es gestionado por el operador del sistema (Red Eléctrica). Este mercado es la suma de diferentes mercados en distintos intervalos temporales desde horas antes de la entrega de la energía hasta en tiempo real en consonancia con la demanda. El mercado de los servicios de ajuste se puede subdividir en 4 submercados [24]: • Mercado de Restricciones Técnicas (RRTT) • Mercado de Servicios Complementarios (SSCC) • Mercado de Desvíos • Mercado de Servicios transfronterizos de Balance A su vez estos mercados se pueden dividir según la función que prestan: • Seguridad del sistema o Restricciones técnicas o Control de Tensión (Servicios complementarios) o Reposición del servicio (Servicios complementarios) • Reservas del sistema o Reserva de potencia adicional a subir (Servicios complementarios) Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 32 o Regulación frecuencia-potencia secundarios (Servicios complementarios) • Regulación y balance o Desvíos o Servicios transfronterizos de Balance o Regulación frecuencia-potencia secundarios y terciarios (Servicios complementarios) La gran mayoría de estos productos operan en el mercado intradiario exceptuando el mercado de restricciones técnicas, reserva de potencia adicional a subir y servicios complementarios secundarios cuyas operaciones se efectúan en un horizonte diario. Mercado de restricciones técnicas: El Procedimiento de Operación 3.2. define una restricción técnica como cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del operador del sistema, la modificación de los programas de energía. Una vez se cierra el mercado diario un día antes del despacho se tiene el programa diario base de Funcionamiento (PDBF) y el Operador del Sistema analiza la programación del día siguiente para ver las posibles restricciones técnicas que puedan aparecer. El operador resuelve alterando este programa. Los oferentes de este mercado son las centrales de generación y consumo de bombeo. A igualdad de criterio se seleccionan las más competitivas. Una vez que se asigna esta primera fase, existe una segunda fase en la que se reprograman de nuevo las centrales de generación y de consumo de bombeo para conseguir el equilibrio generación-demanda. En el mercado intradiario también aparecen en tiempo real estos ajustes de restricciones técnicas, pero sin una segunda fase de equilibrio, se consigue el balance mediante servicios complementarios y los desvíos. Mercado de Servicios Complementarios: Es un mercado en el que los oferentes son las centrales de generación y el gestor es el operador del sistema (Red Eléctrica). Su objetivo final es que el suministro sea en condiciones de seguridad y fiabilidad y que el equilibrio generación-demanda se cumple en todo momento. El procedimiento de Operación 1.5 del sistema eléctrico describe tres servicios complementarios básicos [25]. • Regulación Primaria: es la capacidad que tienen los grupos generadores de variar su potencia y de esa forma regular los desequilibrios de frecuencias. Es un servicio obligatorio y sin remuneración. El tiempo máximo de respuesta es de 30 segundos por lo que debe ser un servicio casi instantáneo y tiene que mantenerse el servicio durante un mínimo de 15 minutos hasta que entre a regulación secundaria. Es un servicio que prestan principalmente las centrales térmicas e hidráulicas, aunque los generadores eólicos y baterías son capaces de prestarlo también. • Regulación Secundaria: al igual que la regulación primaria, la regulación secundaria tiene como objetivo el equilibrio de la frecuencia. Adicionalmente, se regula el equilibrio generación-demanda en este mercado. Los tiempos de respuesta y servicio son los mismos que la regulación primaria. La diferencia radica en que este servicio si está retribuido por el sistema. Por un lado, se retribuye la utilización (energía) y por otro la disponibilidad (banda de potencia). El OS publica diariamente los requerimientos de reserva de regulación secundaria para cada periodo horario. Posteriormente las centrales de generación ofrecen un precio por estos servicios y el OS asigna siguiendo el criterio económico de precio más competitivo. El servicio se agrupa por Zonas de Regulación. Existen 10 zonas en España. • Regulación Terciaria: funciona de manera similar al mercado anterior, pero con tiempos de respuesta y servicio distintos. El tiempo de respuesta es de 15 minutos y el de servicio 2 horas. Se trata de un servicio obligatorio para las empresas que sean capaces de ofertarlo y tengan capacidad excedentaria. Es remunerado solo si se utiliza. Mercado de desvíos: El objetivo de este mercado es cubrir las diferencias entre generación y demanda a tiempo 33 33 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados real. Si los desvíos del programa superan los 300 MW, Red Eléctrica convoca este mercado. Las centrales de generación envían sus ofertas para subir o bajar su producción y se asignan según criterios económicos en base al precio marginal. Mercado de servicios transfronterizos de balance: Existe un mercado similar al servicio de regulación terciaria que se presta entre los países de España, Francia y Portugal en lo que se conoce como región SWE (South West Europe) con tiempos de respuesta de 30 min y bloques ofertados de 50 MW. Se ha hablado de los oferentes de estos mercados y de los agentes que lo gestionan. Es necesario saber también quién son los responsables de pagar estos servicios. El coste es repercutido a los participantes del sistema que hayan estado en contra de las necesidades del sistema eléctrico. Es decir, si había más demanda que producción a una hora determinada, pagarán el servicio aquellos que a esa hora estaban produciendo de menos con respecto a lo que decía el programa o aquellos que estaban consumiendo de más. También sucede, al contrario. Los agentes que hayan cumplido con su programa no tienen ningún coste adicional y cobran el precio marginal de energía, sin embargo, aquellos que hayan ido en contra del sistema se les pagará algo menos que el precio marginal de energía. En España, se ha observado un crecimiento exponencial de estos costes debido a la alta penetración de renovables. No se puede controlar de igual forma el equilibrio del sistema debido a la intermitencia de las fuentes y por lo tanto estos servicios son más costosos. A continuación, se muestra una comparativa entre 2021 y 2022 en el que hubo una subida del coste de los servicios de ajuste de 800 millones de euros. Un 78% más que el año anterior. Entre esos dos años la capacidad instalada de las renovables aumentó un 9% y las no renovables disminuyó un 0,7%. Figura 3-14. Costes de los servicios de ajuste [M€] [26] El precio se esta partida en la factura eléctrica se está encareciendo muy rápidamente. En 2023 se estiman que puede estar cercano a los 3000 millones de euros. Este dato es muy relevante ya que las baterías pueden jugar un papel muy importante en el mismo desplazando a otras tecnologías. En conclusión, España necesita una retribución adicional para el almacenamiento con baterías si se quiere llegar a los objetivos que marca el PNIEC para 2030. La transición energética es la prioridad de muchos de los gobiernos hoy en día, sin embargo, la penetración de renovables induce una serie de retos como el respaldo del sistema. Para conseguir esto último es necesario la introducción del almacenamiento energético. Actualmente no es rentable solo con el arbitraje de precios y con las señales de precio adecuadas se conseguirá que llegue la inversión de una manera más rápida. No obstante, con los GW de baterías previstos en el PNIEC, no sería suficiente para garantizar la flexibilidad del sistema. Por lo que habría que mantener todas las centrales de ciclo combinado del sistema y establecer un esquema adecuado de retribución. Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 34 3.2.2 Estados Unidos (California) En cuanto al caso específico de California, el objetivo de este estado es producir el 100% de su energía a partir de fuentes renovables para el año 2045. Para alcanzar esta meta, es necesario contar con una gran capacidad de almacenamiento, lo que ha llevado a California a convertirse en el líder en Estados Unidos en la implementación de esta tecnología. La gradual sustitución de la generación convencional por energía solar fotovoltaica está haciendo necesario incorporar sistemas de almacenamiento de energía, para poder trasladar la generación desde las horas centrales del día hasta las horas del atardecer. Para fomentar el almacenamiento de energía, el operador independiente del sistema (CAISO) ha lanzado diversas iniciativas de políticas de mercado e infraestructura. Estas acciones buscan eliminar obstáculos y mejorar la utilidad operativa de la capacidad de almacenamiento en el mercado mayorista, permitiendo que los recursos no generadores, como el almacenamiento y la respuesta a la demanda, participen en los mercados de regulación de la energía. Otro factor crucial en el aumento de la capacidad de almacenamiento de energía es el crédito fiscal federal del 30% para los desarrolladores que incorporan baterías en sus proyectos solares, aunque este beneficio comenzó a disminuir en 2019. Asimismo, hay incentivos directos, como subvenciones estatales, descuentos por vatio instalado y programas de incentivos basados en el rendimiento del sistema. Desde 2019 hasta 2023 la potencia instalada de almacenamiento ha crecido desde 770 MW hasta los 6,600 MW. Lo que supone una subida del 757% y en la que pueden suministrar durante 4 horas energía a 6,6 millones de hogares. La legislación también ayuda a la implantación de sistemas de almacenamiento a gran escala en California. Recientemente se ha aprobado que los proyectos e instalaciones de almacenamiento de energía que fabrican o ensamblan sistemas o componentes de almacenamiento pueden optar por un nuevo permiso simplificado. Este procedimiento garantiza que el proceso de revisión ambiental se complete en un plazo de 270 días a partir de la presentación de una solicitud de permiso completa. 3.2.3 Chile A lo largo de los próximos párrafos se analizará el sistema de energía eléctrica de Chile. El país chileno es uno de los países de Sudamérica que más ha avanzado en la instalación de parques de generación renovable en parte debido al rápido avance de su economía en las últimas décadas y por la gran cantidad de recursos energéticos que posee. La capacidad instalada a cierre de 2023 es de 34.320 MW, y la participación por tecnología es la siguiente: 35 35 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Figura 3-15 Matriz de potencia instalada por tecnología en Chile [27] Si dividimos en potencia instalada renovable y no renovable: Figura 3-16 Matriz de potencia instalada dividida en renovables y no renovables [27] La participación renovable en el sistema es muy relevante. Chile tiene una diversidad climática como pocos países en el mundo. En el norte del país se encuentra una de las zonas con mayor irradiación del planeta, y en el sur se encuentran algunos de los glaciares más grandes del mundo. Es por eso por lo que las regiones de Antofagasta y Atacama tienen una elevada potencia solar instalada. Además, Chile tiene una forma peculiar ya que se trata de un país que tiene 4.000 kilómetros de largo y 200 de ancho. Al este se encuentra custodiado por la cordillera de los Andes con picos de hasta cerca de 7.000 metros de altura. Debido a estas peculiaridades geográficas y a una planificación de la transmisión que iba más lenta que el desarrollo del sistema eléctrico del país, se producen cuellos de botella y desacoplamientos del sistema entra las zonas con recurso renovable y las zonas de consumo. TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA 2023 (MW) PARTICIPACIÓN HIDROELÉCTRICA 7.514,3 21,89% DIESEL 2.967,7 8,65% CARBÓN 3.727,4 10,86% GAS NATURAL 4.506,1 13,13% SOLAR 9.061,3 26,40% EÓLICO 4.710,0 13,72% GEOTÉRMICA 94,8 0,28% TERMOSOLAR 114,4 0,33% OTROS 1.624,6 4,73% TOTAL 34.320,600 100,00% TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA 2023 (MW) PARTICIPACIÓN RENOVABLES 23.119,400 67,36% NO RENOVABLES 11.201,200 32,64% Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 36 Figura 3-17 Mapa del recurso solar de Chile [28] La región metropolitana de Santiago y la región de Valparaíso suman la mitad de la población de todo el país, estas zonas urbanas se encuentran en el centro del país, a diferencia de dónde se produce la energía solar, eólica e hidráulica. La solar se produce principalmente en el norte del país y la hidráulica en el sur. En la figura 3-18 se puede observar la generación por región y tecnología. 37 37 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Figura 3-18 Generación de energía eléctrica por región y tecnología Chile [29] Existen muy pocas líneas que conecten el norte con el centro y debido a esto en el momento de mayor producción de energía solar se producen congestiones y aparecen los denominados “curtailments”. Los curtailments son paradas deliberadas de la producción de energía cuando la oferta supera a la demanda o cuando las líneas de transmisión están congestionadas. En Chile en 2021 hubo 453 GWh de curtailments, y en 2022 esta cifra se triplicó hasta 1,47 TWh, lo que supone un 7,63% de la generación anual. Esta cifra se está incrementando con los años por lo que urgen obras de transmisión y almacenamiento para solucionar este problema. La principal obra de transmisión que se está ejecutando con el objetivo de solucionar los problemas de congestión, conecta la zona norte con el Sur. Se trata del proyecto de conexión Kimal-Lo Aguirre. Consiste en una línea de transmisión eléctrica que nace en la subestación Kimal en la Región de Antofagasta y termina en la subestación seccionadora Lo Aguirre en la Región Metropolitana. Con una longitud aproximada de 1.342 km, 2.684 torres y 9 estaciones repetidoras del sistema de telecomunicaciones, el Proyecto atraviesa las regiones de Antofagasta, Atacama, Coquimbo, Valparaíso y Metropolitana. La característica que más destacada del proyecto es que se trata de la primera línea de corriente (HVDC) continua en Chile. La inversión estimada es de 2.000 millones de dólares y está prevista su entrada en operación comercial en 2029. Esta obra solucionaría gran parte de los problemas actuales de interconexión. El otro problema que se presenta es la sobreoferta de energía en ciertas horas del día. En la figura 3-19 obtenida del Coordinador Eléctrico Nacional se puede observar la demanda real de un día de enero en Chile. La demanda media es aproximadamente 10 GW, y la máxima es 11,5 GW. Teniendo en cuenta que Chile tiene 13,5 GW de potencia solar y eólica instalada además de 4 GW de hidráulica de pasada, todas estas tecnologías con coste variable cero, existen ciertas horas del año en la que la oferta es superior a la demanda lo que conduce a precios de energía de 0 USD/MWh. Estudio del mercado y modelo de negocio de las baterías a gran escala 38 Figura 3-19. Demanda real del día 24/01/2024 (miércoles). [30] De la figura 3-20 se puede extraer más información ya que entra en juego la demanda neta del sistema. La demanda neta es la demanda eléctrica menos la generación eléctrica no despachable. Ésta última es la generación de fuentes renovables que no pueden ser controladas, a diferencia de la generación de centrales térmicas, las cuales pueden regular su producción. De la gráfica se pueden observar dos rampas principales, a primera y última hora del día. Cuando amanece y anochece y toda la energía fotovoltaica instalada en el sistema no inyecta energía. Estas diferencias tan repentinas en la generación, y en la demanda implica tener centrales de respaldo que entren en juego en el sistema de la manera más rápida y estable posible. A lo largo de los últimos años estas rampas se han acentuado y es por ello por lo que los sistemas de almacenamiento y las centrales de ciclo combinado tienen un papel importante en la transición energética. Actualmente hay 200 MW aproximadamente en operación de baterías y unos 650 MW en construcción. Como se ha visto en el párrafo anterior las rampas producidas por la sobregeneración renovable implicaría subir la generación de 4500 a 8000 MW en 3 horas de las centrales despachables. Para realizar esta tarea son necesarios tanto los SAE como las centrales de ciclo combinado 39 39 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Figura 3-20. Demanda total y demanda neta del 24/01/2024 (Miércoles) [30] En este contexto, las baterías ofrecen numerosas ventajas entre las que se pueden destacar las siguientes: • A diferencia del lento desarrollo de las líneas de transmisión, las baterías actuales son capaces de adquirirse e instalarse en menos de un año. • Pueden aprovechar permisos ya concedidos en caso de hibridación con instalaciones fotovoltaicas, además de compartir O&M con la planta. • Flexibilidad a la hora de adquirir y vender energía • Oportunidad para buscar contratos de compraventa de energía (PPAs) con generadores en horario nocturno. Legislación de baterías en Chile El marco regulatorio de los sistemas de almacenamiento en Chile ha avanzado considerablemente en los últimos años con el objetivo de ofrecer una señal de precio estable en los inversores. Con la necesidad de promover los sistemas de almacenamiento en la matriz energética chilena en noviembre de 2022 se publicó en Diario Oficial la ley 21.505 donde se introducen modificaciones en la Ley General de Servicios Eléctricos, principalmente incluyendo a los sistemas de almacenamiento en el reglamento de transferencias de potencia. El decreto supremo que regula estas transferencias de potencia es el DS62. El Ministerio de Energía de Chile lo modificó en el año 2023 para incluir el cálculo de la potencia inicial de los sistemas de almacenamiento, además define bajo un artículo transitorio el reconocimiento de capacidad inicial [31] dependiendo de la duración de las baterías. Este paso es especialmente relevante ya que ofrece a los inversores una señal de precios más clara que antes. Con este mercado de potencia además del arbitraje de precios antes descrito y el mercado de servicios complementarios, los proyectos de baterías pueden ser rentables a medio Conclusiones 46 46 47 REFERENCIAS [1] P. Nikolaidis y A. Poullikkas, «A comparative review of electrical energy storage systems for better sustainability,» Journal of Power Technologies 97 (3), p. 221, 2017. [2] Total Energies, «Total Energies,» Marzo 2023. [En línea]. Available: https://www.totalenergies.es/es/pymes/blog/centrales-de-bombeo-reversibles. [Último acceso: Octubre 2023]. [3] M. Gimeno-Gutiérrez y R. Lacal-Arántegui, «Assessment of the European potential for pumped hydropower energy based on two existing reservoirs,» Elsevier Renewable Energy 75, Marzo 2015. [4] A. G. Olabi, Q. A. P. A. S. y M. A. A. , «Rechargeable batteries: Technological advancement, challenges, current and emerging applications,» Elsevier energy, 2023. [5] N. S. R. N. y P. 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Año Mes 21 22 23 24 Promedio 2022 1 110,98 112,79 109,59 101,22 108,64 2022 2 107,55 115,20 102,60 91,64 104,25 2022 3 155,44 153,64 135,86 127,99 143,23 2022 4 158,11 149,46 145,54 143,45 149,14 2022 5 156,18 148,14 140,89 124,67 142,47 2022 6 303,23 297,59 291,52 279,36 292,92 2022 7 201,98 193,33 181,09 168,69 186,27 2022 8 162,64 163,22 158,41 148,80 158,27 2022 9 147,97 142,85 143,06 133,82 141,92 2022 10 185,48 182,34 171,08 149,87 172,19 2022 11 285,02 292,66 259,84 218,08 263,90 2022 12 189,97 213,34 203,87 190,47 199,41 2023 1 183,85 186,56 178,67 173,72 180,70 2023 2 206,65 209,31 208,87 208,05 208,22 2023 3 190,08 186,50 176,23 168,51 180,33 2023 4 168,38 162,45 167,78 166,11 166,18 2023 5 167,94 166,42 164,09 155,66 163,53 2023 6 146,38 141,76 138,41 133,32 139,97 2023 7 101,21 100,57 95,76 90,61 97,03 2023 8 119,93 109,13 100,01 90,72 104,95 2023 9 123,80 123,02 119,86 104,11 117,70 2023 10 94,50 97,00 87,58 80,05 89,78 2023 11 92,41 101,66 102,73 92,32 97,28 2023 12 117,61 123,82 104,34 98,27 111,01 154,97 ESCENARIO 4 Horas de descarga 53 53 Sistemas de almacenamiento energético basados en baterías a gran escala. Análisis de la situación actual en distintos mercados Figura. Ejemplo de Escenario de precios de hora de carga de las baterías. 13 14 15 16 Promedio 23,55 13,00 12,67 14,74 15,99 27,39 18,96 16,94 14,17 19,36 46,05 48,21 35,81 29,65 39,93 41,07 35,56 34,73 27,62 34,74 47,12 42,04 33,28 34,49 39,23 102,32 91,20 80,55 83,24 89,33 35,64 19,92 11,65 19,45 21,67 26,95 15,97 12,51 12,15 16,89 11,20 6,10 4,38 0,88 5,64 2,69 1,74 1,67 1,67 1,94 1,91 0,00 0,00 0,00 0,48 5,21 2,09 3,81 5,23 4,09 8,09 1,47 0,00 0,72 2,57 13,21 2,83 0,00 0,00 4,01 29,91 4,48 0,00 2,30 9,17 23,10 7,38 1,36 0,35 8,04 37,37 21,09 7,12 0,56 16,53 44,49 29,82 18,18 13,38 26,47 14,45 12,50 9,20 6,78 10,73 1,46 1,55 1,34 0,90 1,31 2,23 1,32 0,00 0,00 0,89 0,47 0,00 0,00 0,00 0,12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15,38 Horas de carga