Simulación de una planta fotovoltaica hibridada con baterías para el estudio de viabilidad económica

Universidad de Sevilla. Escuela Politécnica Superior de Sevilla. Trabajo Fin de Grado en Ingeniería Eléctrica, 2025. Autor: Antonio Jesús Malia Trujillo Tutor: Juan Carlos Bravo Rodríguez Fecha: Simulación de una planta fotovoltaica hibridada con baterías para el estudio de viabilidad económica. Simulación de una planta fotovoltaica hibridada con baterías para el estudio de viabilidad económica. AUTOR: Antonio Jesús Malia Trujillo TUTOR ACADÉMICO: Juan Carlos Bravo Rodríguez Resumen: Debido a la irrefrenable integración de fuentes renovables que dependen del clima al sistema eléctrico, se han sufrido diferentes consecuencias afectando a la operación normal del sistema como a los precios del mercado de la electricidad. En este trabajo se estudia el papel de las baterías y el almacenamiento eléctrico general como solución de esta problemática. Además, se continúa con el desarrollo de una simulación de una batería, que hibrida un parque fotovoltaico, para conseguir una estimación de los resultados económicos. Por último, se pone a prueba la simulación con diferentes casos prácticos. Palabras clave: Almacenamiento eléctrico; fuentes renovables; sistema eléctrico; mercado eléctrico; baterías de iones de litio; generación distribuida; curva de pato; curtailments; vertidos renovables. Abstract: Due to the relentless integration of climate-dependent energy sources into the electrical grid, different consecuences have been suffered, that affects the normal operation of the system and electricity markets prices. This study examines the role of batteries and general energy storage systems as a solution to this issue. Additionaly, it continues with a development of a battery simulation hybrized with a photovoltaic plant to obtain an estimation of the economic results. Finally, the simulation is tested with different practical cases. Key words: Energy storage system, renewable resources; electric system; electric market; Liion batteries; distributed generation; duck curve; curtailments. 1 ÍNDICE. ÍNDICE. ....................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 3 ESTADO DEL ARTE ....................................................................................... 9 Tipos de almacenamiento eléctrico según su tecnología. ................................ 9 Almacenamiento mecánico. ...................................................................... 9 Almacenamiento por energía térmica. ...................................................... 10 Almacenamiento electroquímico. ............................................................ 11 Almacenamiento eléctrico. ...................................................................... 13 Almacenamiento químico. ....................................................................... 14 Hibridación de distintas tecnologías de almacenamiento de energía. ......... 14 Tipos de almacenamiento eléctrico según la duración de funcionamiento. .... 15 Usos y aplicaciones. ................................................................................... 17 Utility-Scale. ........................................................................................... 18 Behind the meter. .................................................................................... 20 Generación distribuida. ........................................................................... 22 Ejemplos de estudios de hibridaciones de fotovoltaica con baterías. ............. 24 INTRODUCCIÓN A LAS BATERÍAS DE LITIO. .................................................. 27 La situación actual de las baterías de Litio. .................................................. 27 Ventajas e inconvenientes. .......................................................................... 29 MODELOS DE NEGOCIO Y EL ARBITRAJE DE LA ENERGÍA. ............................. 31 Arbitraje de precios en el mercado de la energía. .......................................... 33 INTRODUCCIÓN AL PROYECTO DE SIMULACIÓN. ........................................ 41 SIMULACIÓN DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA HIBRIDADA CON BATERÍAS. .. 41 Datos de entrada para la simulación. ........................................................... 41 Datos de entrada fijos. ............................................................................. 42 Datos de entrada variable. ....................................................................... 42 Procesamiento de datos. ............................................................................ 44 2 Datos de entrada fijos. ............................................................................. 44 Capacidad de la batería. .......................................................................... 44 Flujo de potencia de la batería. ................................................................ 45 Producción fotovoltaica final. .................................................................. 46 Resultados económicos. ......................................................................... 47 Ideas extra. ............................................................................................. 47 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN ............................................................... 49 CASO PRÁCTICO DE LA SIMULACIÓN. ......................................................... 50 Planta fotovoltaica a estudiar la hibridación. ................................................ 50 Planteamiento de escenarios. ..................................................................... 51 Dimensionamiento de la batería. ................................................................. 53 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CADA ESCENARIO .............................. 53 Escenario A. ............................................................................................... 53 Escenario B. ............................................................................................... 54 Escenario C. ............................................................................................... 55 Escenario D. ............................................................................................... 56 Resumen de los resultados. ........................................................................ 57 Planteamiento del estudio económico. ....................................................... 58 Resultados del estudio económico. ............................................................ 59 CONCLUSIONES. ........................................................................................ 63 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................ 66 ANEXO I ..................................................................................................... 68 ANEXO II .................................................................................................... 76 Diagrama de flujo de la hoja FV-BAT.......................................................... 76 Diagrama de flujo de FV-Red. ................................................................... 77 3 INTRODUCCIÓN El sistema eléctrico español ha presenciado un aumento de la potencia instalada de las fuentes de energía renovable (que dependen del clima), impulsado por las políticas que buscan reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y los beneficios que ofrecen gracias al sistema marginalista del Mercado Ibérico Español. Según REE, estas fuentes de energía contaban con una potencia instalada en 2015 de 22.925 MW y 4.689 MW en eólica y fotovoltaica respectivamente [1]. De esta manera, la energía solar fotovoltaica ocupaba un 4,44% de la potencia total, y la eólica contaba con un 21,68%. Una diferencia notoria que se iría recortando con el paso de los años. Actualmente, los datos de potencia instalada de la eólica y fotovoltaica son de 31.532 MW y 28.666 MW [1], representando un aumento del 137,5% y del 611,3% de las respectivas fuentes de energía mencionadas en comparación con los datos de 2015. A pesar de haber presenciado un gran aumento, no resulta suficiente aún para expulsar a las plantas de generación convencional con fuentes de energía no renovable. Según REE, la generación no renovable en los últimos cinco años ronda entre el 50 al 58%, y en lo que lleva de año del 2024, la generación no renovable consta del 42,5%, frente al 57,5% de la generación renovable [1]. De esta forma, falta por instalar más potencia de dichas fuentes, la cual queda recogida en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). El PNIEC define los objetivos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, propuesto por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Entre los objetivos del PNIEC se encuentra el aumento de generación libre de emisiones. En la actualización de 2023 se estima una generación eólica de 62 GW y solar fotovoltaica de 76 GW [2], por lo que aún queda por integrar más del doble de la potencia actualmente instalada. Desde otra perspectiva, este aumento de renovables al sistema está generando diversas problemáticas, tanto técnicas como económicas. Principalmente es debido a su inestabilidad de generación, ya que depende del clima, y, de este modo, no siempre satisface las necesidades de la demanda. 10 Tiene de los mejores rendimientos, con una eficiencia entre el 70 y 80%, con grandes capacidades. También cuentan con una larga vida útil, con respuesta rápida ante rampas, y costes de operación y mantenimiento a bajo coste. Su problema principal es la gran cantidad de limitaciones geográficas y medioambientales de su construcción, además de los costes elevados para llevarla a cabo. Almacenamiento por aire comprimido (CAES): comparte una gran cantidad de componentes con las estructuras de la industria gasista, además de ser una tecnología madurada debido al amplio uso que ha tenido en la industria. Poseen una larga vida útil y gran eficiencia (entre el 70-80%), con bajos efectos medioambientales, y dimensionado flexible de capacidad. Su inconveniente es la dificultad de encontrar un emplazamiento para el almacenamiento a gran escala. Volantes de inercia (Flywheel energy): consiste en una masa cilíndrica rotando por un motor, suspendido a su vez por un cojinete magnético, que cuando deja de recibir alimentación eléctrica, el motor pasa a funcionar como generador. Entre sus ventajas están su gran eficiencia, llegando a ser superiores al 90%, la gran densidad energética, una larga vida útil, pocas condiciones naturales para su instalación, y sobre todo su gran labor compensando oscilaciones de potencia. Sus inconvenientes serían la autodescarga, que la incapacita para el almacenamiento de larga duración, y que no puede funcionar en un estado de reposo. Almacenamiento por energía térmica. Figura 5: Diagrama de componentes de los volantes de inercia. [3] 11 Almacenamiento por calor sensible: funciona a partir de almacenar energía calentando un sólido o líquido sin llegar a cambiar de fase. El material más usado es el agua, que se calienta y transmite el calor a través de un intercambiador a un sistema de turbinas de vapor. Puede usarse a gran escala para almacenamiento entre estaciones. Almacenamiento por calor latente: utiliza las características de materiales que almacenan y liberan energía al cambiar de fase, para así almacenarlo como energía térmica. La capacidad de almacenamiento vendrá determinada por la capacidad calorífica específica y la entalpía de cambio de fase del material. Almacenamiento termoquímico: el almacenamiento funciona en base a reacciones químicas reversibles en las que se absorbe y se libera calor. La principal ventaja frente al almacenamiento por calor sensible y por calor latente es su uso para aplicaciones a largo plazo (entre horas). Ventajas del almacenamiento termoquímico: alta densidad energética, reducidas pérdidas, la cantidad de catalizadores existentes para generar las reacciones químicas. Entre sus inconvenientes está el uso de materiales corrosivos, la débil transmisión de calor, y la falta de investigación de materiales. Almacenamiento electroquímico. Baterías recargables. Entre sus componentes principales se encuentra un ánodo, un cátodo, un separador y el electrolito. Su funcionamiento se basa en el intercambio de electrones entre el ánodo y el cátodo a través del electrolito. Figura 6: Diagrama de componentes de las baterías recargables. [3] 12 Existe una gran variedad de baterías recargables, según su material. Como su funcionamiento es similar entre ellas, solo se aportará sus ventajas e inconvenientes, excepto en las más relevantes actualmente. Las baterías de iones de Litio (Li-ion BES): son las más famosas y las que a corto plazo conquistará todo el almacenamiento eléctrico por baterías. Entre sus ventajas está la alta densidad energética, la respuesta rápida, una baja autodescarga, alta fiabilidad, y un alto número de ciclos. Sus desventajas, su precio actual, que es muy elevado, y la temperatura de trabajo que requiere. Las baterías de iones de Sodio (NaS BES): baterías actualmente en desarrollo, siendo gran candidata para sustituir a las baterías de litio. Su densidad de potencia es inferior a las de litio y una vida útil más reducida, pero que las compensa con su precio reducido debido a sus materiales de construcción. Entre sus ventajas, la alta densidad energética, baja autodescarga, respuesta rápida y una construcción sin materiales tóxicos. Sus desventajas serían la corrosión del sodio, una alta resistencia interna y que necesita un sistema de control de calentamiento. Baterías de plomo-acido (Lead acid BES): Ventajas: respuesta rápida, baja autodescarga, alta eficiencia de ciclos, bajo coste Desventajas: baja densidad energética, gran impacto medioambiental. Baterías ZEBRA: Ventajas: libre de mantenimiento, baja relación de autodescarga, alto número de ciclos, resistencia frente a sobrecarga. Desventajas: pocos fabricantes, baja potencia específica. Baterías de flujo (Redox flow batteries RFB). Se tienen dos electrolitos en diferentes depósitos que son bombeados a la batería, separados por una membrana donde se intercambian los iones. Se puede diseñar la potencia y la energía de forma separada (desacople de potencia y energía). Esto se debe a que la energía viene dada por el tamaño de los depósitos de los electrolitos, y la potencia por la velocidad de bombeo y la superficie de la membrana, y por el número de baterías. 13 La ventaja de estas baterías es la capacidad de almacenamiento entre días, lo cual se la puede considerar como batería de larga duración. Entre las baterías de flujo se encuentran las siguientes: VRB (batería de flujo de vanadio): Ventajas: respuesta rápida, alta eficiencia y larga vida útil. Desventajas: baja densidad energética, y altos costes de operación. Batería de bromuro de zinc (ZnBr BES): Ventajas: alta densidad energética, alta capacidad de profundidad de descarga, larga vida útil. Desventajas: corrosiva, formación de dendrita, baja eficiencia de ciclos, y, además, requiere de temperatura de operación. Baterías de polisulfuro de bromuro (PSB): Ventajas: altamente soluble en electrolitos acuosos, la reacción química se produce con rapidez. Desventajas: problemas medioambientales, no se puede usar a gran escala. Supercondensadores (SC). Esta tecnología consiste en un electrolito, dos conductores metálicos y una capa porosa como separador por membrana. El material del electrodo atrae iones del electrolito, formando así el supercondensador. Dependiendo de la superficie activa del electrodo se define la capacidad del SC. Ventajas: alta densidad de potencia, gran cantidad de ciclos, alta eficiencia, rápida velocidad de respuesta, larga vida útil, se carga con rapidez. Inconvenientes: elevada autodescarga y gran coste, además de solo poder aportar energía durante pocos minutos. Almacenamiento eléctrico. Almacenamiento por superconductor magnético: compuesto por una bobina superconductora, sistema regulador de potencia, convertidor de potencia, sistema de vacío, sistema de refrigeración por nitrógeno líquido. La energía especifica que puede ser almacenada viene determinada por la autoinductancia de la bobina y la corriente que fluye ésta. 14 Ventajas: rápida velocidad de respuesta, gran eficiencia 95-98%, alta densidad de potencia, muy bajas pérdidas de potencia, capaz de descargarse completamente en poco tiempo, ciclos ilimitados, y larga vida útil (en torno a los 30 años). Contras: Elevados costes, rango de autodescarga elevado (10-15% al día), las bobinas son sensibles a las variaciones de temperatura, y el campo magnético generado puede afectar al medio ambiente. También se incluye el vehículo eléctrico (VE), debido a la previsión de sustituir a los vehículos que dependen de los combustibles fósiles puede ofrecer su energía y descargarla en la red durante las horas pico, esta aplicación es denominada como Vehicle-to-grid (V2G). Las contras son que la carga del vehículo dura demasiado y no hay disponibilidad de cargadores en todas las ciudades. Además, los precios siguen siendo muy elevados, el sistema de almacenamiento cuesta en torno a una tercera parte del precio final del VE. Almacenamiento químico. Celdas de combustible: su almacenamiento funciona a partir de la energía química del combustible rico en hidrógeno y del aire, que se transforma en electricidad. Teniendo un funcionamiento similar a las baterías electroquímicas. Generalmente, el ánodo suele ser un combustible líquido o gaseoso y el cátodo es oxígeno y aire. Hibridación de distintas tecnologías de almacenamiento de energía. Además, en este artículo también analizan ejemplos de hibridación de diferentes sistemas de almacenamiento. El objetivo de hibridar dichos sistemas es compensar las carencias de unos sistemas de almacenamiento con otros que los complete. Por ejemplo, los supercondensadores ofrecen una respuesta rápida, puede complementar un sistema de almacenamiento por aire comprimido. Algo similar ocurre con la hibridación de baterías con volantes de inercia, lo cual suaviza las oscilaciones de potencia para mejorar la efectividad del sistema y reducir los efectos negativos de las variaciones de potencia sobre la batería. 15 Tipos de almacenamiento eléctrico según la duración de funcionamiento. Respecto a categorizar las fuentes de almacenamiento según su duración de operación, se encuentran categorías distintas utilizadas entre los diferentes artículos estudiados y las organizaciones de energía. En el caso del artículo anterior, consideran dos términos respecto a la duración del almacenamiento. Short-term lo utilizan para una respuesta rápida y una operación de segundos, y long-term para una operación entre horas. Revisando la literatura se puede encontrar otras formas de clasificar los sistemas de almacenamiento por su duración. El término que unifica a todos estos sistemas se les denomina LDES, de las siglas en inglés de long-duration energy storage. En “Defining long duration energy storage” [4] de Jeremy Twitchell, Kyle DeSomber, Dhruv Bhatnagar, publicado en 2023, recogen distintas definiciones del término LDES, y propone dos tipos de sistemas de almacenamiento, por su duración, para el sistema eléctrico de California. Llega a la conclusión que la denominación “LDES” se considera a una fuente de almacenamiento con capacidad de operación de superior a 10 horas. Entre los organismos que siguen ese criterio se encuentran el Departament of Energy (DOE) Storage Shot, el California Energy Commission, y ARPA-E days program (de The Advanced Research Projects Agency-Energy). Por otro lado, CPUC Intefrated Resource Plan de California Public Utilities Commission categoriza la duración de almacenamiento en larga duración, de entre 8-12 horas, y de corta duración, de 4 horas o menos. Por último a destacar, el LDES council las diferencia en dos arquetipos, con una duración entre 8 a 24 horas, y con duración superior a las 24h. Finalmente, teniendo en cuenta la generación renovable y el consumo a lo largo de una semana, estructura un gráfico donde se puede apreciar los excesos de energía, donde los sistemas de almacenamiento se cargarían, y los huecos con déficit de energía, donde se descargarían. 16 Para ello aconseja tener a disposición dos tipos de fuentes con distinta duración de almacenamiento. La primera que controle los ciclos diarios de excesos y falta de producción, y la segunda y última, marcada por periodos de alta producción para compensar en semanas o meses de baja producción. También denominados como daily cicles y seasonal cicles, este último también se puede distinguir entre multiweeks y multi-month, dependiendo si la energía se almacena o entre semanas diferentes o meses diferentes. Uno de los puntos a destacar del artículo es el visibilizar la importancia del almacenamiento de larga duración. La previsión de generación y demanda a corto plazo es una tarea que los operadores de red llevan a cabo a diario y que no causan problemas y raramente ocurren imprevistos. Sin embargo, la previsión a largo plazo es más difícil de controlar, lo cual las tecnologías LDES pueden aportar una fiabilidad al sistema y así asegurar el suministro eléctrico. De forma más genérica, se encuentran otros rangos para definir las fuentes de almacenamiento según su duración. En “The Pathway to: Long Duration Energy Storage Commercial Liftoff” [5] clasifican diferentes sistemas de almacenamiento en distintos rangos de operación. Utilizando términos que ya son familiares en este estudio: • Short-duration: en las que entran las baterías y los volantes de inercia, con una duración entre 0 a 4 horas, Figura 7: Generación y demanda del CAISO a lo largo de una semana. [4] 17 • Inter-day LDES: con una operación de 10 horas hasta las 36 horas, en las que colocan la mayoría del almacenamiento mecánico, y algunas electroquímicas. • Multi-day o Multi-week LDES: en las que aparecen tecnologías como el almacenamiento térmico. • Seasonal: con duración superior a las 160 horas, en la que incluye el hidrógeno. Por último, en “Batteries and Secure Energy Transitions” clasifican tres de las baterías con mejores previsiones de dominar el mercado en las potenciales aplicaciones según la duración, siendo las siguientes: • Baterías de iones de Litio y las de iones de Sodio: con duraciones de 0 a 4h, y de 4h a 8h. • Baterías de flujo: con duraciones de 4 a 8 horas, y, además, entre días (similar al Multi-day LDES del artículo anterior). También las incluye en la corta duración de 0-4h, pero en casos más concretos. Usos y aplicaciones. Los sistemas de almacenamiento, tal y como se ha estudiado, tienen una gran versatilidad, tanto para instalar como para sus usos en el sistema eléctrico a lo largo del tiempo. A partir de este punto se desarrolla las diferentes aplicaciones de, en este caso, las baterías electroquímicas. Tal y como se recoge en “El papel del almacenamiento en la transición energética” de Fundación Naturgy, las baterías basadas en almacenamiento electroquímico están centradas en el uso energético, siendo de las más usadas las baterías de ionlitio, debido a su energía específica (cantidad de energía por peso) y el tiempo de respuesta [6]. Según ENTSO-E (Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad), desde 2016, las baterías se han posicionado como el principal sistema de almacenamiento para proporcionar una amplia cantidad de servicios a red. Debido a la versatilidad, las baterías se pueden instalar a lo largo del sistema eléctrico con el objetivo de verter a red de dos formas: • “Stand-Alone”: esta forma de instalar tiene conectado el sistema basado en baterías directamente a la red eléctrica. En este caso los ciclos de la batería se cargan comprando energía de la red, y se descargan vertiendo la electricidad a la red de transporte o distribución a la que esté conectada. 18 • Hibridación: instalar el sistema de almacenamiento junto a otra fuente de generación de energía. Una de las dificultades de integrar las baterías a gran escala al sistema es debido a sus altos costes actuales. Debido a ello, los Stand-Alone sufren más económicamente, ya que tienen que comprar la energía para poder funcionar. De esta forma se estima que, para ser rentables en 2030, se necesitaría de subvenciones que cubran el 40% del proyecto de Stand-Alone, a diferencia del 10% que necesita si se instala un sistema hibridado. Esto hace que la hibridación sea más viable de aplicar, y si, además, se instala junto a fuentes de energía renovables, como la fotovoltaica o eólica, permite aportar flexibilidad y respaldo a una fuente que depende del clima. Debido a la base del funcionamiento de la tecnología fotovoltaica, convierte a las plantas fotovoltaicas en las más idóneas para la hibridación con baterías, ya que, a fin de cuentas, el sol sale cada día, asegurando poder cargar el sistema casi a diario. Entre las funciones que puede tener a lo largo del sistema eléctrico, en “Batteries and Secure Energy Transitions” de la Agencia Internacional de la Energía realizan una revisión sobre las potenciales tareas que las baterías pueden llevar a cabo en un sistema eléctrico. Primero que todo, hay que diferenciar dos términos nuevos relacionados con la ubicación de la batería. Dichos términos son: • Utility-Scale: proyectos con operación a gran escala de almacenamiento eléctrico que dan servicios al sistema eléctrico de potencia. Se pueden encontrar conectados al sistema como Stand-Alone o como hibridación con otra planta de generación. También se le puede considerar como “front the meter”. • Behind the meter: de la traducción al castellano de “detrás del medidor”. Conectadas dentro de puntos de consumo, ya sean consumidores industriales, comerciales, o residenciales. La principal tarea de estos sistemas de baterías es la mejora de la eficiencia energética del cliente final. Utility-Scale. Entre las diversas operaciones que pueden llevar a cabo los sistemas de almacenamiento basados en baterías, conocidos por las siglas BESS de “battery 19 energy storage system”, de proyectos Utility-Scale se pueden encontrar principalmente las siguientes: “Energy Shifting” es una de las claves del almacenamiento Utility-Scale, en la cual busca almacenar energía fuera de las horas pico cuando la demanda es baja, y verterla a red cuando la demanda sube. El energy shifting es una funcionalidad idónea para los sistemas eléctricos con alta penetración de fuentes renovables y con un mercado donde la casación de precios es cercana a cero. En “El papel del almacenamiento en la transición energética” de Fundación Naturgy, analizan las consecuencias sobre el mercado eléctrico con la integración a gran escala de baterías al sistema. Debido a la gran inyección de energía fotovoltaica en las horas solares, el precio de casación baja hasta a cero en dichas horas del día; que, tras la puesta del sol, se puede observar que los precios se elevan. El efecto de la caída de precios en las horas solares se le llama “canibalización de la fotovoltaica”, lo que significa que, con la gran oferta de energía barata en esas horas, se cubra toda la demanda y, con ello, caigan los precios. La incorporación de almacenamiento eléctrico que pueda aprovechar el superávit fotovoltaico podría, a largo plazo, equilibrar los precios a lo largo del día, haciendo uso del energy shifting, cargando los sistemas de baterías en las horas pico solares y vertiendo a red en la puesta del sol y cuando aumente la demanda. Otra de las operaciones de los sistemas de almacenamiento Utility-Scale es aportar en los servicios auxiliares de la red, formando un sistema más firme. Entre estos servicios se encuentran el control de frecuencia, control de tensiones, y control de capacidad de reserva, ayudando también al alivio de congestiones de redes y reduciendo los curtailments. Además, dentro de los servicios auxiliares que pueden aportar a la red, puede mejorar los servicios que ofrecen una central si se hibrida con baterías. Por ejemplo, puede ayudar a la reincorporación del servicio tras algún fallo o tras un apagón, esto es denominado como “black start”. Y, además, en el caso de las fuentes renovables que dependen del clima, puede hacer que tengan una “generación despachable” (poder generar a demanda). En países como Francia, Alemania, y Reino Unido [7], los sistemas de almacenamiento por baterías han cogido protagonismo gracias a las reformas que han facilitado el acceso a los mercados de servicios auxiliares. El servicio en el mercado de capacidad es otra de las funciones posibles a llevar a cabo por los sistemas de almacenamiento. La función principal es garantizar el 26 Para el tipo de factura se presentan dos casos; el primero tiene unos precios similares entre las horas valle y las pico, el segundo tiene unos costes más dispares entre horas, las horas valle son severamente inferiores a las horas pico. Respecto a la fotovoltaica, tienen tres escenarios que dependen siempre del consumo. Uno que no llega a cubrir toda la demanda, otro diseñado para cubrir la demanda, y el último con producción que supera al consumo. Por último, el sistema de baterías siempre se diseña con una potencia equivalente al 80% de la potencia del inversor fotovoltaico. Respecto a la capacidad, hay tres casos, uno donde no hay batería (solo FV), otro donde se tiene capacidad para una hora, y el último donde se tiene capacidad para dos horas. Tras la simulación por MPC (Model Predictive Control) a lo largo de un año, sacan las siguientes conclusiones: En las tarifas, se encuentran mejores resultados cuando la diferencia entre precios es más elevada. Respecto a la fotovoltaica, los peores resultados económicos para la rentabilidad de la batería vienen dado por tener una producción FV similar al consumo total, y los mejores resultados son con la fotovoltaica con una producción superior al consumo. Por último, las baterías presentan conclusiones más favorables cuando se diseña con la capacidad de 1h, ya que el dimensionado de dos horas eleva demasiado el coste inicial de ésta. Retomando, para finalizar, uno de los artículos mencionados anteriormente, en “Integration of PV and BES units in commercial distribution systems considering energy loss and voltage stability” [12] el dimensionamiento de la potencia aparente de los sistemas de baterías de del 41,6% del total de la potencia fotovoltaica en todos los casos y en todos los nodos donde se implementa la fotovoltaica más baterías. 27 INTRODUCCIÓN A LAS BATERÍAS DE LITIO. Las baterías de iones de litio aparecieron por primera vez en el mercado en 1991, y, a partir de ahí, se ha ido mejorando la tecnología hasta la actualidad, hasta el punto de ser considerado como uno de los sistemas de almacenamiento más importantes de cara a la transición energética. Estos avances han mejorado la operación de las baterías en pocos años, en concreto gracias a la investigación realizada por el sector automovilístico, el cual busca sustituir los vehículos tradicionales, que dependen de los combustibles fósiles, con el vehículo eléctrico. La situación actual de las baterías de Litio. En los artículos redactados por Battery Univesity se puede observar que las recomendaciones para el mantenimiento de las baterías de iones de litio eran mucho más estrictas y conservadoras de lo actual que actualmente publican los comerciantes de sistemas de baterías. Estas recomendaciones se centran en cómo la batería se degrada con el uso y el paso del tiempo [15]. Una de las partes afectadas es la capacidad, que es la cantidad de energía eléctrica que es capaz de almacenar, que a lo largo de los años se va reduciendo. Otra vendría siendo los ciclos, o, más bien, el número de ciclos capaz de realizar durante su vida útil. Se cuenta un ciclo de la batería cuando ésta se carga y se descarga. Estos parámetros se verán reducidos a lo largo de la vida útil de la batería dependiendo cómo ésta haya operado. Para definir la operación de una batería dentro de un ciclo, viene bien comentar los siguientes términos: • State of Charge (SoC): denominado “estado de carga” en castellano, el cual se mide de forma porcentual la cantidad de energía que contiene en un momento concreto, sobre la capacidad total. Por ejemplo, si la batería está completamente cargada, se consideraría 100% SoC. • Depht of Discharge (DoD): lo que en castellano sería la “profundidad de descarga”. En este caso, se refiere al porcentaje en relación con la cantidad de energía que se ha descargado en un ciclo. Es decir, por ejemplo, si una batería pasa de estar al 100% SoC a un 20% de su capacidad total, tendría una profundidad de descarga del 80%. 28 Dentro de los artículos presentados por Battery University se puede encontrar cómo mantener diferentes tipos de tecnologías de baterías. Entre ellas, las más importantes para mantener una batería de iones de litio serían las siguientes: • Mantener la batería en unas condiciones de temperatura adecuadas, y, además, evitar que la batería esté en un 100% SoC si se encuentra en temperaturas elevadas [15]. • Operar con un SoC entre el 30 y el 80%, lo que daría una profundidad de descarga útil del 50% DoD [16]. • Evitar las cargas ultra rápidas. Una carga ultra rápida se considera como una carga de 1 hora de duración. Una carga rápida recomendada sería de en torno a las 3 horas [16]. • A la hora de cargar la batería, se debe tener en cuenta mantener una tensión constante y evitar cargas lentas con intensidades bajas [17]. No se tiene constancia hasta qué punto mejorará la operación de las baterías siguiendo estas medidas, ni cómo afectará a su vida útil, dado a que esta tecnología ha avanzado rápidamente en pocos años, y no ha dado tiempo a hacer investigaciones que profundicen en este aspecto. De esta forma, la información que se repite entre proveedores y fabricantes de baterías es tener una profundidad de descarga entre el 80 hasta el 100% de la Imagen 1:Degradación de la capacidad según el ciclo de carga y descarga. 2016. Figura 9: Degradación de la capacidad según el ciclo de carga y descarga. [15] 29 capacidad total, y garantizan una duración de hasta 7000 ciclos. Por lo que se puede asumir que la información aportada por Battery University es algo conservadora, cuando el estado actual de la tecnología permite darle un uso más arriesgado. Ventajas e inconvenientes. Teniendo en cuenta estos datos, la situación actual del almacenamiento eléctrico por parte de las baterías de iones de litio la convierte en una de las esperanzas ante la transición ecológica y la lucha contra la crisis climática. Entre las ventajas actuales se tiene la gran capacidad y el margen de operación capaz de aportar, el bajo efecto memoria de las baterías, efecto que ocurre si una batería trabaja con ciclos de poca profundidad de descarga, por lo cual su capacidad útil se acaba viendo reducida, la gran cantidad de ciclos, que, tomando como ejemplo los 7000 ciclos de operación y suponiendo un uso de un ciclo diario, puede ofrecer una vida útil de casi 20 años. Además, cuenta con una buena potencia y energía específica, la cantidad de potencia y energía respecto al peso de la batería, convirtiéndola en un almacenamiento eléctrico relativamente sencillo de transportar e instalar. Los inconvenientes que se pueden encontrar serían, en primer lugar, la temperatura de operación, dado a que los componentes de las celdas pueden generar puntos de calor si se trabaja a temperaturas elevadas y dejarla inoperativa o incluso llegar a provocar un incendio [7]. Este ha sido uno de los problemas más graves, debido a que la convertía en una fuente de energía peligrosa. Actualmente, la operación de las baterías es más seguro, gracias a las baterías de ferrofosfato de litio (LFP) las cuales son mucho más estables frente a la generación de puntos calientes, aunque decae en cuanto a la capacidad y potencia de otros modelos de baterías de litio. Por otro lado, el segundo inconveniente es el coste de la batería. En la actualidad, los precios medios de los proyectos de baterías utility-scale rondan en torno a los 300 USD/kWh, aunque todo dependerá de distintos factores, como del tamaño del proyecto, o las regulaciones del país donde se lleve a cabo. Sin embargo, se prevé una reducción en los costes del 30-50% 1 [6] [7] para 2030 debido a la estandarización del sector, dado a que sigue siendo una tecnología novedosa. 1 Según la Agencia Internacional de la Energía, la reducción de costes al 2030 será del 30-40%. La Fundación Naturgy prevé del 30-50%. 30 Parte de la caída del precio viene dado por la gran oferta que han generado los fabricantes, por ejemplo, en China se fabricó en 2023 cerca de los 2.600 GWh [18], cerca de la demanda mundial. Por otro lado, el sector automovilístico ha desarrollado en la última década grandes progresos en el almacenamiento eléctrico con baterías para la integración del vehículo eléctrico en el mercado, lo cual ha afectado a que el precio se esté viendo en descenso. En la figura 10 se puede observar, a la izquierda, un gráfico con el precio histórico hasta 2023, y, a partir de ahí, con la previsión creada por la Agencia Internacional de la Energía de “Net Zero Emissions” donde prevén una producción de cero emisiones para 2050. A la derecha, la cantidad de ventas en 2023 del coche eléctrico, haciendo distinción entre vehículos cotidianos y de alta gama, y las previsiones de NZE y de STEPS, otra previsión según las políticas actuales de los países de cara al 2030. La tendencia ascendente del número de vehículos eléctricos que se prevé es clara. Tal y como se menciona, para 2030, uno de cada dos vehículos será eléctrico, y podría llegar a dos de cada tres para 2050 [7]. Además, la innovación sobre las baterías se ha visto reflejado en la caída del precio de la anterior década. En la actualidad, ya se empieza a ver reflejado en el mercado la caída de los precios. Por un lado, la competitividad de las empresas para conseguir una mejor posición en el mercado, y para poder eliminar de la ecuación empresas emergentes, hace que el precio sea cada vez más accesible. Por otro lado, el abastecimiento de litio se encuentra en buena situación. Entre 2021 y 2022, el precio del litio llegó a estar en su pico máximo, llegando a estar un 80% por encima de los precios actuales [7]. Figura 10: Costes y ventas de vehículos eléctricos de cara a 2030. [7] 31 MODELOS DE NEGOCIO Y EL ARBITRAJE DE LA ENERGÍA. Uno de los aspectos clave que vislumbran las baterías de litio como el almacenamiento eléctrico del futuro reciente es la reducción de precios que se está viendo año tras año. Tal y como se ha estudiado en el estado del arte de este estudio, las baterías se pueden instalar con relativa facilidad y a lo largo de todo el sistema eléctrico, aportando al sistema mayor firmeza, flexibilidad frente a las pérdidas, los picos de demanda y los excesos de producción renovable, y mayor fiabilidad y capacidad de asegurar el suministro. Dado esto, es técnicamente viable la instalación de un sistema de almacenamiento basadas en baterías, en este caso las baterías de iones de litio. Pero aún queda analizar otro de los aspectos críticos a la hora de llevar a cabo un proyecto, la viabilidad económica. A pesar de ser una tecnología novedosa, ya existen diversos casos de sistemas eléctricos que tienen gran dependencia del almacenamiento eléctrico con baterías, lo que servirá de ejemplo para definir las diferentes formas de rentabilizar una batería que se utilizan en la actualidad. Entre las diferentes fuentes de ingresos [6] de un proyecto con almacenamiento eléctrico, se pueden encontrar las siguientes: • Arbitraje de precios de la energía: aprovechar las horas del día que la energía es más barata para cargar las baterías, y verter a red en horas más caras, y, así, conseguir beneficios gracias a la diferencia de precios entre dichas horas. • Servicios de regulación: adquirir la energía en horas baratas, y aportarla para servicios como el control de frecuencia primaria, secundaria, o terciaria, y el control de tensiones en la red. • Otros ingresos: como de posibles ingresos fijos por capacidad, aportando respaldo al sistema. 32 Los proyectos de sistemas de almacenamiento eléctrico tienen la posibilidad de acoger diferentes estrategias para rentabilizar las baterías, y no necesariamente operar con una única fuente de ingresos de las ya mencionadas. En la figura 11 se puede observar cómo se reparten las tareas y de dónde sacan los beneficios algunos ejemplos de sistemas de baterías. Se puede observar cómo en los primeros casos, Alemania y Australia, se dedica un 30% aproximadamente a los servicios auxiliares y a los mercados de capacidad. Sin embargo, en los proyectos de EE. UU. puede ser superior al 50% la participación en estos servicios. De esta misma manera, la tasa de rentabilidad es inferior en las estrategias con mayor peso en el arbitraje de la energía. Esto se debe, en principio, a la dependencia de los precios del mercado energético, lo cual hace menos predecible la rentabilidad. En Australia, el mercado eléctrico tiene una gran variación de precios entre horas, debido a la gran cantidad de fotovoltaica que tiene instalada y a la curva de pato que esto genera, lo cual tener una estrategia centrada en el arbitraje conlleva a tener una TIR del 11,9%. Sin embargo, esto no sucede igual en Alemania, debido que la diferencia entre precios mínimos y máximos es muy inferior al mercado australiano. Por otro lado, los proyectos de hibridación con fotovoltaica tienden a tener una rentabilidad superior que las Stand-Alone, debido a que quitan de la ecuación la compra de la electricidad y los gastos derivados de esta. Figura 11: Peso en los beneficios totales estimados del sistema de almacenamiento por aplicación [6]. 33 Por último, en los casos de Estados Unidos, se incentiva la inversión en baterías debido a un marco regulatorio con participaciones en mercados de regulación con beneficios fiscales, lo que asegura la rentabilidad del proyecto. Arbitraje de precios en el mercado de la energía. El arbitraje de precios es una estrategia que busca sacar beneficios en los mercados donde los costes de la electricidad entre horas tienen una diferencia considerable. Tanto para una instalación hibridada como para una Stand-Alone, el arbitraje busca cargar la batería en las horas más baratas del día para descargarla en las horas con costes más elevados. Esta estrategia es idónea para mercados de la electricidad con gran volatilidad de precios, con una gran diferencia entre precios mínimos y máximos. El Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica, MIBEL, está empezando a sufrir esta diferencia de precios. La volatilidad del precio de la electricidad ha ido creciendo a lo largo de los años, consecuencia de instalar fuentes de generación eléctrica renovable y aumentar la oferta de energía barata en determinadas horas del día, especialmente en las horas solares. Esta consecuencia no ha sido tan notable debido a las inestabilidades económicas que ha sufrido la Unión Europea causadas por la crisis del gas ruso a mediados de Figura 12: Precio mínimo, máximo, y medio aritmético de España y Portugal desde 2007 a 2023. [19] 34 2021 y el inicio de la guerra de Ucrania a principios de 2022, lo cual llevó a que los precios del gas se elevaran y se diesen resultados extremos. Observando en OMIE, se puede ver como en la última década el precio máximo, mínimo, y medio mantienen una misma tendencia, la cual se rompe en 2021, donde el precio medio empieza a aumentar y el precio máximo llega a aumentar hasta un 500% y un 700% en 2022. Tras ello, para 2023, se empieza a estabilizar el precio y parece tender a precios más similares a la anterior década, dado a los resultados de mercado de este 2024. Tras esta observación, se puede ver que el mercado eléctrico en los últimos años se ha vuelto más sensible a las crisis políticas internacionales. De todas formas, así no se puede analizar bien el arbitraje de energía, dado a que el arbitraje de precios debe realizarse dentro de las horas de un mismo día. Por otro lado, como ya se ha comentado, el haber integrado al sistema tanta eólica y fotovoltaica, hace que aumente las ofertas de energía a precios bajos. Esto implica que las horas en la que más producen sean más baratas. El resultado de esto, con toda la fotovoltaica instalada, es que, en las horas solares, el precio disminuye considerablemente en comparación al resto de horas del día. A esto se le ha denominado la curva de pato, en este caso, en su aspecto económico. Figura 13: Precio mínimo, máximo y medio aritmético de España y Portugal a lo largo de 2024. [19] 35 La curva de pato se presenta más a menudo en los meses de primavera, donde la fotovoltaica tiene mejores producciones (más horas solares, mayor irradiancia y temperatura idónea) y la demanda es más baja. En la figura 15, se puede observar la curva de pato un lunes de abril. A partir de las 8h del día se ve como empieza a aumentar la demanda (curva de color verde), y, con ella, el precio de la energía (barras verdes). Sin embargo, esta última cae rápidamente cuando el sol se encuentra en una posición idónea para la fotovoltaica. Figura 15: Resultados del mercado diario del 29 de abril de 2024 [19]. Durante esas horas solares, se mantiene estable en el mismo precio, hasta que empieza la caída del sol, donde se empieza a ver sus efectos a partir de las 19h. Figura 14: Efecto de la curva de pato (REE y PwC) [6] 42 datos en el que no se podrá realizar cambio alguno se le denominará como “datos de entrada fijos”, y, por el contrario, a los que se pueda realizar cambios a gusto del usuario se les llamará como “datos de entrada variables” Datos de entrada fijos. El primero de los datos fijos es el resultado final del mercado diario de la electricidad. Debe de ser el precio por cada hora del día, de cada día del periodo de estudio. Esto es debido a que se busca encontrar la rentabilidad de la batería a partir del arbitraje de precios, y para ello es totalmente necesario conocer los valores del mercado eléctrico. Se puede usar los datos actuales que se puede encontrar en OMIE para estimar cómo podría haber funcionado la batería en periodos anteriores, o, si se dispone, se puede utilizar datos de previsiones a futuro del mercado eléctrico. Por último, otro de los datos necesarios será los datos de producción fotovoltaica de la planta que se pretende hibridar. Dado a que ésta será la fuente de energía que cargará la batería. También se puede usar, como en el caso anterior, previsiones de producción a futuro, para así obtener estimaciones más sólidas de cara a la inversión económica. Datos de entrada variable. En este caso, son datos con los que se puede jugar para buscar diferentes estrategias o resultados. Sin embargo, si por algún método de optimización se consiguen los datos que proporcionan los mejores resultados, estos datos podrían ser considerados como datos fijos. Dado el caso, y que en este proyecto no se estudia ninguna optimización de los resultados, serán considerados como datos de entrada variable. Para comenzar, se definen el dimensionamiento de la batería, con los siguientes datos: • La capacidad nominal de la batería que se pretenda simular. • La profundidad de descarga máxima a la que se vaya a operar, o, si se usa un modelo real, la recomendada por el fabricante. También se la puede considerar como capacidad útil. • La estrategia en horas de operación: en cuántas horas se pretende cargar y en cuántas verter a red. • La potencia a la que operará la batería, en el caso de la simulación, ésta se calcula a partir de la capacidad útil y las horas de operación. 43 Por otro lado, existen los valores económicos que marcan los márgenes de funcionamiento de la planta hibridada. Estos valores son los que, dependiendo de los resultados del mercado y la producción fotovoltaica, pondrán a cargar la batería, a descargarla, o a dejarla tal y como estaba. Existen dos tipos de valores económicos, el fijo y el proporcional, con sus respectivos precios mínimos y máximos. Los precios mínimos separan si se carga la batería o si se deja fluir la electricidad producida por la fotovoltaica hacia la red. Los precios máximos marcan si la batería vierte a red o si se carga la batería o se vierte la producción fotovoltaica. Debido también al comportamiento del mercado diario, hay días en los que la curva de pato está muy presente, pero otros en los que los precios son más equitativos a lo largo del día. Para ello se diferencian los precios como proporcionales (destinados a los días con mayor volatilidad de precios) y como precios fijos (cuando los precios son más estables). En el caso de los precios fijos, los valores deben ir en euros por MWh o kWh (según se hayan introducido los valores del mercado), y los proporcionales se presentan Figura 23: Ejemplo de cómo funciona los precios proporcionales sobre los resultados del mercado diario. Figura 24: Ejemplo de cómo funciona los precios proporcionales sobre los resultados del mercado diario. [19]. 44 con un valor porcentual. Los precios proporcionales se marcarán cada día según el precio máximo de dicho día. Procesamiento de datos. A partir de haber introducido los datos de partida, la simulación comienza y mostrará los resultados finales. Para ello, toda la información introducida pasa por un proceso de distribución energética según las disponibilidades y los resultados del mercado. En este apartado se definen las tareas de cada hoja de cálculo, para mostrar el funcionamiento en conjunto y cómo se llega a los resultados. Datos de entrada fijos. Para empezar, los datos del mercado se introducen en una hoja denominada POOL, el cual servirá para los valores marcados como fijos. A partir de esta hoja, se crea una nueva, en la cual se busca el valor máximo de cada día y, a partir de este, se calcula el proporcional para el resto de horas de ese mismo día. Esta hoja se llama POOL PROP y recoge los datos que se comparan con los precios proporcionales. A partir de estas dos hojas se crea otra para decidir si se carga la batería, si se descargar, o se mantiene igual. Esta hoja es denominada como POOL V-C, con las siglas de Venta/Carga. Su funcionamiento es simple: compara los valores del mercado, tanto el fijo como el proporcional, con los precios introducidos como datos de entrada. Si el valor del pool es superior uno de los precios máximos, manda el valor de vender la energía almacenada, si el pool es inferior a los precios mínimos, se intentará cargar la batería con fotovoltaica. Por último, si el resultado del pool se encuentra entre los mínimos y los máximos, no se realiza ninguna acción sobre la batería. Por otro lado, la producción fotovoltaica se puede introducir en diferentes hojas, según la distribución propia de la instalación. Si se diese el caso de tener más de una hoja de producciones, se debe crear una nueva que unifique toda la producción. Capacidad de la batería. Para mantener el control de la capacidad de la batería se crean dos hojas nuevas, las cuales tienen la misma función: limitar la capacidad. Una de ellas es el límite superior, y se encarga que la batería no supere los valores máximos de capacidad. La otra es el límite inferior, y hace que la capacidad llegue a tener valores inferiores a cero. 45 Ambas funcionan a raíz de la hoja de cálculo que controla el flujo de potencia de la batería, que hace que la capacidad de la batería varíe a lo largo de las horas. Flujo de potencia de la batería. Esta hoja de cálculo, llamada FV-BAT, controla los flujos de potencia entre la fotovoltaica y la batería. Ésta es una de las hojas más complejas dado a que depende mayor cantidad de datos diferentes, como de la capacidad actual de la batería, la producción fotovoltaica y los resultados del mercado, tanto los fijos como los proporcionales. Los resultados a mostrar pueden ser los siguientes, el valor positivo de la potencia a la que trabaja la batería, donde la batería vierte su energía a red, el valor negativo de la potencia, donde la fotovoltaica carga la batería, y, por último, muestra un cero para cuando la batería no interactúa durante esa hora. Los resultados son obtenidos a partir de una cascada de decisiones, siguiendo los siguientes pasos: 1. Se compara el precio del pool (POOL V-C) con el precio de venta. Si el resultado del pool es superior, muestra el valor de potencia positivo, es decir, la batería descarga a red. Si no se cumple, se pasa a la siguiente condición. 2. A la producción fotovoltaica se le resta el valor de la potencia de la batería. Si este valor es inferior a cero, muestra un cero, y la batería no hace nada. Esto se asegura que la producción fotovoltaica es suficiente para poder cargar la batería en dicha hora. 3. Se comprueba que la capacidad en dicha hora sea la máxima. En el caso de que sea correcto, la batería se mantiene igual. 4. Si el precio del pool es inferior a los precios de carga marcados, la batería se carga con la fotovoltaica. Para entenderlo con mayor facilidad, el orden que sigue depende del precio del mercado en dicha hora. En el primer paso, si el precio es elevado, se descarga la batería. En los pasos 2 y 3, se comprueba que se pueda cargar la batería, y, finalmente, si es posible y se cumple el paso 4, se carga la batería. Existe la posibilidad que no se cumpla ninguno de esos pasos. En este caso se devuelve como resultado un 0. Este caso ocurre cuando, el precio del pool se encuentra entre los máximos y mínimos de los precios marcados como datos de entrada, que haya producción fotovoltaica y que la batería no se encuentre completamente cargada (SoC <100%). De esta manera, sale más beneficioso vender la fotovoltaica en su totalidad, antes que cargar la batería. 46 También existe el caso en el que la batería se descargue cuando esté vacía, lo cual es problemático cuando existen varias horas seguidas con precios de la electricidad elevados. Para su solución, se compara el resultado anterior con el de la capacidad actual de la batería, y se escoge el valor mínimo. Si la batería está completamente descargada, su valor de capacidad será cero, siendo siempre el mínimo hasta ser cargada. Se incluye un Anexo II para mostrar el procedimiento de forma más gráfica como un diagrama de flujo. Producción fotovoltaica final. Por último, hay que tener en cuenta que, como la batería es cargada con la fotovoltaica, la producción fotovoltaica que se vierte a red será inferior en ciertos momentos del día, afectando así a sus beneficios. De esta forma, se calcula cómo quedaría la producción fotovoltaica si interactúa con la batería. El proceso sería el siguiente: 1. Primero se comprueba que la batería se encuentre completamente cargada. Para ello se compara la capacidad actual de la batería con la capacidad útil que se introdujo como dato de entrada. Si se encuentra completamente cargada, toda la producción fotovoltaica se vierte a la red. En el caso contrario, se procede al siguiente paso. 2. Si existe capacidad a cargar la batería, se comprueba si, en dicha hora, el flujo de batería/fotovoltaica tiene un valor inferior a cero, en ese caso, la batería está siendo cargada, entonces, el resultado que muestra es la producción fotovoltaica menos la energía destinada a la batería. 3. Si el valor del flujo de la batería no es inferior a cero, no existe orden de cargar la batería, por lo cual la fotovoltaica mantiene sus valores sin alteraciones. El último detalle a tener en cuenta es que, si se carga la batería, la producción fotovoltaica debe de ser superior a la capacidad de carga de una hora de la batería. Si no daría un valor negativo, lo que significa que la fotovoltaica demanda energía a la red. Esto se soluciona cambiando los valores negativos a cero. De esta forma se calcula el resultado de la fotovoltaica tras hibridar la instalación con una batería. En el Anexo II también se incluye el diagrama de flujo de este proceso. 47 Resultados económicos. Finalmente se calculan los resultados económicos de cada fuente de energía por separado. Por un lado, la batería se calcula a partir de la hoja de cálculo del flujo de potencia de la batería, donde se coge cada dato con valor positivo (los valores negativos implican la carga de la batería) y se multiplica con los resultados del mercado diario en sus perspectivas horas. Por otro lado, la fotovoltaica se calcula de forma más sencilla, dado a que todos los valores serán superiores a cero. En este caso, se multiplican los valores de la fotovoltaica (teniendo en cuenta cuando se carga la batería) con los resultados del pool en sus perspectivas horas. Por último, y con el mero hecho de comparar los resultados finales, también se calculan los resultados económicos de la fotovoltaica, sin tener en cuenta la carga de la batería. A cada una de estas hojas, finalmente, se suma cada resultado, obteniendo así el resultado económico total de cada fuente de energía, siendo este uno de los datos de salida que concluyen la simulación. Ideas extra. Antes de pasar a los resultados que se pueden obtener tras la simulación, se repasarán algunas de las ideas que se manejaron a la hora de diseñar dicho conglomerado. Compra de energía en horas nocturnas. A raíz de consultar a diario los precios del mercado eléctrico con el objetivo de investigar la posibilidad del arbitraje de precios, se puede llegar a la conclusión de que las diferencias de precios entre horas suelen cumplir un patrón. Dado a esto, se puede observar que existen horas que son, en la mayoría de días, más baratas que en otras, y no solo en las horas solares. De esta manera se puede observar que, dado a el bajo consumo, las primeras horas durante la noche son más bajas, y hasta las 7h u 8h se mantiene dicha tendencia. Teniendo en cuenta que se repite con frecuencia, se puede estudiar aplicar el arbitraje de precios entre esas horas, funcionando como stand-alone dado a que no hay producción fotovoltaica. 48 Para ello, se crea una nueva hoja de cálculo donde se comparan los precios de las horas 3h a 5h con los precios de las horas 8h y 9h. En el caso que se produzca una diferencia significante, se buscar cargar la batería comprando directamente del mercado en esas primeras horas para venderlo al amanecer. De esta forma se consigue explotar más la batería, ya que, si se centra en ser cargada solo con la fotovoltaica, llegaría funcionar a un ciclo al día como máximo. Para el funcionamiento de esta nueva aplicación es necesario incluir un nuevo dato de entrada: la diferencia de precios entre las horas más baratas de la noche (3-5h) y los precios de las horas del amanecer. A partir de este nuevo dato de partida, se calcula por separado las horas de carga y de descarga dado a que, en este caso, siempre deberá seguir ese patrón, y luego se añade a la hoja del pool que decide si se carga o descarga según los datos de entrada. Por un lado, en las horas marcadas como compra, se compara el precio promedio de las dos franjas horarias, y, si existe capacidad y si la diferencia entre estas es superior al nuevo dato de entrada, se cargará entonces la batería en dichas horas. Por otro lado, las horas del amanecer tienen un desarrollo más sencillo. Directamente comprueba si hay carga disponible en la batería, y si la hay, la descarga en las horas marcadas. De esta forma siempre se entra a las horas solares con la batería vacía, y se puede aprovechar entonces la producción fotovoltaica para cargar la batería de nuevo. Finalmente, si no se quisiese usar dicha estrategia, se puede eliminar de la ecuación sugiriendo una diferencia de precios muy elevada, haciendo que nunca se cumpla la condición dado a la irrealidad del valor marcado. Traslado horario. Gracias al estudio del mercado diario y a la revisión constante de fallos de la simulación, se encontraron situaciones contraproducentes que se podían arreglar a raíz del conocimiento de cómo funciona OMIE. El mercado diario es una subasta de energía, tanto para la compra como para la venta. Cada día se publican los resultados del día siguiente para cada hora. Dado a que esta información es pública a partir de las 12h del día anterior, es absurdo trabajar la simulación desde las 0h hasta las 24h del mismo día. Por lo cual, la simulación estudia 24 horas seguidas, pero estas están divididas entre las 12 últimas horas de un día y las 12 primeras del siguiente. 49 Al mantener la simulación de las 0h a las 24h se podía encontrar casos en los cuales, a las últimas horas del día se descargaba la batería, pero al cambiar de día, en las siguientes horas, se encontraban precios más elevados, por lo que es más rentable haber esperado a esas horas para vender la energía de la batería. Esta estrategia busca aumentar la eficiencia de la batería, ampliando la información conocida a medida que sea conocida. Esta idea surgió a partir del primer prototipo, el cual fue realizado con los datos del año 2023, donde se pueden encontrar suficientes casos como para implementar los cambios en su momento. Sin embargo, en el caso de 2024, no aparecen suficientes casos de relevancia como para notar una diferencia en los resultados finales. De todas formas, se sigue usando de dicha manera dado a que no se tiene constancia de que afecte negativamente a la simulación. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN Tras haber introducido la información necesaria para completar los datos de partida y esperar a que la simulación funcione, aparecen los datos finales, los resultados con los que se podrá estudiar la viabilidad económica del proyecto. Principalmente, los datos finales más importantes serían los resultados económicos por cada fuente de energía en el periodo de funcionamiento de la batería. Para ello se unifican los resultados económicos calculados y se diferencian en dos aspectos, por fuente de energía y por sistema. Clasificarlo por fuente de energía sirve para ver cuánto porcentaje de beneficios ofrece cada uno según los ingresos, y por sistema para poder comparar la instalación con baterías y sin ellas. Para poder comparar ambos sistemas, se suman la fotovoltaica (que ha cargado la batería) con la batería, y se compara con la fotovoltaica tal y como se ha introducido en los datos de entrada fijos. Si el arbitraje de precios funciona, se debe observar que el sistema hibridado debe obtener mayores ingresos que el sistema sin hibridar. Por otro lado, para tener en cuenta cuánto trabaja la batería, se estima el número de ciclos que ha trabajado durante todo el periodo, y, además, se calcula una media de ciclos diario. De esta manera, se puede llegar a predecir con mayor facilidad cuantos años de vida útil puede abarcar la estrategia que se esté simulando. Con estos resultados se conoce cuánto puede generar la batería y hasta cuándo puede durar su operación, dando así unas estimaciones con las que trasladarla a un estudio de rentabilidad y viabilidad económica. 50 CASO PRÁCTICO DE LA SIMULACIÓN. Una vez presentado cómo funciona la simulación llevada a cabo en este proyecto, se decide ponerla a prueba, durante un periodo específico, con una planta fotovoltaica real actualmente en operación. Gracias a ser una planta existente y en operación, se puede trabajar con datos realistas, y que dichas producciones concuerden con los resultados del mercado. Para llevar a cabo este caso práctico, primero se tendrán en cuenta los datos más relevantes de la planta fotovoltaica. Tras ello, se describen distintos escenarios, con estrategias diferentes, y, por último, una breve estimación económica, seguido de las conclusiones generales. Planta fotovoltaica a estudiar la hibridación. La planta fotovoltaica usada para la simulación se encuentra instalada en el término municipal de Almonte, Huelva. Dicha instalación está reconocida bajo el nombre de Renovables del Condado, la cual está dividida en tres sociedades idénticas, teniendo una potencia nominal de 1,890 MW junto a una potencia pico de 2,267 MWp máxima en corriente continua. Figura 25: Vista aérea de la planta fotovoltaica Renovables del Condado. 51 La instalación lleva operativa desde 2016 y prácticamente sin haber recibido modificaciones, excepto algunos cambios de paneles solares defectuosos en los últimos años. Dado a la degradación del parque, no se ha registrado que la producción llegue a sus valores nominales, así que se puede afirmar que no haya sufrido el efecto clipping. Además, tampoco ha sufrido ninguna parada técnica a raíz de los curtailments. Planteamiento de escenarios. Para poner a prueba la simulación, se plantean distintos escenarios, con diferentes estrategias de operación que tendrán, por lo tanto, distintos resultados económicos. Todas las estrategias utilizan los mismos datos del mercado eléctrico y de producciones fotovoltaicas, de un periodo concreto, desde enero de 2024 hasta agosto del mismo año. Debido al interés de comparar las estrategias, en cada uno de los escenarios se utilizará una batería de iguales propiedades. Los valores propios de la batería a cambiar serán el porcentaje de uso, que variará la capacidad útil según el mantenimiento que se lleve a cabo, y las horas de operación. También se variará entre estrategias los precios fijos y proporcionales según el número de horas de operación. La manera en la cual se eligen los precios de valores de entrada será en base a los mejores resultados obtenidos repitiendo diferentes simulaciones. De esta forma no se consiguen unos valores óptimos, pero sí lo suficientemente aproximado como para conseguir una estimación. Llegar a calcular unos valores óptimos de entrada complicaría demasiado este proyecto, pero sí sería una buena idea para ampliarlo a futuro. También a tener en cuenta, los datos de entrada de los precios de carga y venta se verán alterados entre estrategias según la cantidad de horas de operación, es decir, en estrategias con pocas horas se podrán tener valores más extremos, y para estrategias más largas, la diferencia entre máximos y mínimos no será tan elevada. Dado esto, en el primer caso se busca simular el sistema de baterías tal y como se comenta en la introducción de este proyecto, siguiendo las recomendaciones en los artículos de Battery University, y así poder comparar los resultados con las recomendaciones técnicas de los fabricantes. Este escenario lo que busca es ver cuánto ha evolucionado la tecnología en los últimos años. 58 muestran valores similares, aunque hay que tener en cuenta que el último escenario posee mayor capacidad que el escenario C. Además de los resultados económicos, también se calcula una estimación del número de ciclos que se realizan, y pasados a una media diaria para facilitar su comprensión. Entre estos resultados, se puede observar como la media de ciclos diario rondan a un ciclo diario, pero que este valor disminuye cuantas más horas de operación tenga la estrategia. Teniendo en cuenta que unos de los factores que pueden degradar el estado de una batería es la cantidad de ciclos que opera, habría que aplicar este factor sobre el beneficio final. De esta manera, se llega a la conclusión que, en vez de mostrar el beneficio diario de cada estrategia, sería mejor saber cuánto es el beneficio de cada ciclo. Para mostrar dichos valores, se presenta la siguiente tabla, que unifica los resultados ya mencionados y estos beneficios de cada ciclo. A partir de estos beneficios por ciclo diario se podrá estudiar con mayor facilidad un estudio económico básico, dado a que, como no se conoce la cantidad de días que podrá operar la batería, se puede estudiar la previsión económica con un número de ciclos fijo entre estrategias. Planteamiento del estudio económico. Siguiendo las directrices del apartado anterior, a continuación se presentarán los detalles del estudio económico, con la finalidad de comprobar si los beneficios que se pueden obtener de las baterías en cada escenario podrán conseguir una rentabilidad satisfactoria. Para ello, tal y como se ha comentado, se utilizarán los beneficios medios diario por cada ciclo realizado. Además, para equiparar los escenarios estudiados, se considerará una vida útil de las baterías de 7000 ciclos. Los costes de la hibridación serán los siguientes: Escenario A Escenario B Escenario C Escenario D Beneficios de haber hibridado con baterías 9.816,04 € 17.408,79 € 14.537,10 € 14.053,43 € Beneficios medio diario 40,23 € 71,35 € 59,58 € 57,60 € Número de ciclos medio diario 1,102 1,096 1,000 0,967 Beneficios por ciclo diario 36,51 € 65,10 € 59,58 € 59,57 € 59 • CAPEX: El coste de la batería, el cual será un 10% superior a un presupuesto real de un sistema de baterías diseñado para Stand-Alone, pedido a mediados de agosto de 2024. De esta manera, el CAPEX se calcula como 165€/kWh. Siguiendo estas indicaciones, el precio de la batería se estima en 265.350,00€. • OPEX: Generalmente los costes de mantenimiento y operación de los sistemas de baterías de litio son mínimos, así que, para este estudio, se divide el CAPEX entre el número de años hasta cumplir la garantía. De esta forma, da a entender que, cuando supere la garantía de los 7000 ciclos, se podrá tener una bolsa de ahorro capaz de afrontar los gastos de una nueva batería. Teniendo en cuenta que el precio de las baterías se estima que podrá bajar hasta un 50% para 2030, el CAPEX que está dentro de los costes de operación será reducido un 40% del precio introducido de entrada. Debido a los resultados de las simulaciones, se calcula que las baterías consumen los 7000 ciclos en menos de 20 años, exceptuando el escenario D donde llega a 20 años y poco más de un mes, el estudio del modelo de negocio se hará a 20 años. Resultados del estudio económico. Tras el estudio de la viabilidad económica de los escenarios declarados, se consigue calcular el flujo de caja de cada uno de ellos a lo largo de los 20 años escogidos para estudiar el modelo económico. Además, se calcula Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR), con lo que se podrá estimar la rentabilidad de cada estrategia. A continuación, se podrá visualizar las gráficas de los flujos de caja anuales y el acumulado a lo largo de los años del estudio económico. Para facilitar la visualización de los datos, la unidad monetaria es de miles de euros. 60 61 62 Por último, se reúnen todos los resultados en una tabla, de modo que se puede observar los resultados de cada simulación y, seguido de ellos, los resultados del estudio económicos, el VAN, la TIR y la estimación en años de cuándo se recupera la inversión. Ciclos diarios 1,1020 ciclos VAN Beneficios por ciclo 36,51 €/ciclo TIR 1,90 % Años de garantía 17,64 años Pay back Ciclos diarios 1,0960 ciclos VAN Beneficios por ciclo 65,10 €/ciclo TIR 8,25 % Años de garantía 17,74 años Pay back 12 años Ciclos diarios 1,0000 ciclos VAN Beneficios por ciclo 59,58 €/ciclo TIR 5,92 % Años de garantía 19,44 años Pay back 15 años Ciclos diarios 0,9670 ciclos VAN Beneficios por ciclo 59,57 €/ciclo TIR 5,56 % Años de garantía 20,11 años Pay back 16 años 78.646,49 € Escenario D error Resultados del estudio económico Escenario A Escenario B Escenario C Resultados de la simulación -58.814,74 € 192.802,09 € 94.022,69 € 63 CONCLUSIONES. Tras los resultados del estudio económico se puede admitir que, tal y como se ha llevado a cabo en este proyecto, no se consiguen grandes rentabilidades. El principal problema actual es el precio de partida del sistema de baterías, sigue siendo demasiado elevado, lo que hace que los resultados económicos se muestren inestables. Además, al ser un modelo de negocio que depende principalmente del mercado eléctrico, el cual se ha comprobado que se ha vuelto más volátil en los últimos años, hace que las estimaciones del estudio económico sean menos fiables. Quitando el primer escenario, se puede concluir que los beneficios por ciclo estimados son apropiados, encontrando resultados en torno a los 60€ por ciclo. En cuanto al estudio económico, se puede observar que, en el escenario A, ni siquiera se es capaz de recuperar la inversión en los 20 años del estudio, terminando su garantía propuesta de 7000 ciclos en menos de 18 años. Esto implica que, siguiendo las recomendaciones de los artículos publicados por la Battery University en 2016, no se puede conseguir beneficios de una batería usando solamente la mitad de su capacidad, con la finalidad de prolongar la vida útil al máximo. Sin embargo, en el escenario B se encuentran los mejores resultados económicos. Esto es algo que se estimaba a la hora de plantear los escenarios, debido a que la venta de la energía almacenada se elegía en las dos horas más rentables, algo que cambia en las siguientes estrategias en las que se amplía dicho rango. En dicho escenario, se consiguen rentabilidades considerables a los 20 años de operación de la batería, consiguiéndose un VAN de 192.802,09€, y una TIR de 8,25%. El único inconveniente es el tiempo necesario para recuperar la inversión, siendo el menor de todos los casos con una duración de 12 años aproximadamente. En el escenario C, el rango de horas a vender aumenta, por lo cual el precio medio al que se vierte la energía almacenada al sistema es algo inferior a la máxima del día. De esta forma, los resultados económicos disminuyen respecto al escenario anterior, pero aún así, muestran rentabilidades que pueden resultar de interés. En este caso, el VAN es de 94.022,69€ y la TIR de un 5,92%, disminuyendo de forma considerable en comparación al escenario anterior. De esta forma, se puede contemplar como resultados aceptables, a pesar de tener un Pay-Back de 15 años. 64 Por último, el escenario D obtiene resultados similares al escenario C, aunque con rentabilidades inferiores. Con esta estrategia se consiguen un VAN de 78.646,49€ y una TIR del 5,56%. Sigue estando la TIR por encima del 5%, lo que puede ser considerado como un negocio seguro, pero que sigue con la misma tendencia de cara a recuperar la inversión, que en este caso llega a los 16 años de estimación. Algo también a tener en cuenta es, que tal y como está planteado el estudio económico, las estrategias con mayores ciclos salen más beneficiadas, debido a que explotan más la batería en los años estudiados. Por ejemplo, el caso B efectúa 8006 ciclos aproximadamente, mientras, el escenario C en torno a unos 7305. Los resultados no son los más convincentes, aunque, tal y como se ha estudiado, en este proyecto no se ha tenido en cuenta algunos factores que mejorarían notoriamente los resultados económicos finales, tales como la financiación del proyecto, subvenciones por parte del gobierno para acelerar la transición ecológica, o los cambios que podrá aportar la reestructuración del mercado eléctrico. De todas maneras, algo que está presente es la curva de pato, y se ha estudiado que irá afectando cada vez más a las plantas fotovoltaicas. Además, debido a los curtailments, puede que el operador de red necesite más capacidad de control sobre las plantas generadoras, pudiendo llegar a obligar a las plantas fotovoltaicas tener un factor de potencia distinto a la unidad, y así poder aliviar las congestiones de la red. Y, por otro lado, los beneficios de la fotovoltaica se ven, cada vez, más mermados. De esta forma, un proyecto necesita adaptarse a nuevas condiciones, y las horas solares con precios negativos generan costes por producir una electricidad que tendrá que ser desviada. Lo cual resulta algo impensable, pagar por energía limpia que se produce. De este modo, y tal y como, por ejemplo, en una instalación fotovoltaica, un inversor no funcione, hay que adaptarse e invertir en arreglarlo o cambiarlo; de esta misma forma, una planta fotovoltaica debería almacenar su producción si ésta genera costes. Por suerte, el problema principal es el gran coste de la inversión, del CAPEX, debido a los precios aún elevados de las baterías, pero este precio está constantemente bajando, lo que puede hacer que en cualquier momento se encuentren situaciones idóneas para hibridar los proyectos fotovoltaicos actuales con baterías. Es decir, para la transición energética, se podrá ver dos tipos de acciones sobre las plantas FV actuales, una beneficiosa y otra más punitiva. Una que ayude a aligerar la transición con subvenciones y ayuda a la mejora tecnológica de los proyectos 65 actuales, y otra que presione e incluso penalice la inacción de los promotores de fotovoltaicas que no colaboren en reducir la problemática de los curtailments. 66 BIBLIOGRAFÍA [1] Red Eléctrica de España, [En línea]. Available: https://www.ree.es/es/datos/generacion/potencia-estructurarenovables?start_date=2015-01-01T00:00&end_date=2019-1231T23:59&time_trunc=year&systemElectric=peninsular. [2] Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico., «Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030),» 2024. [3] Z. Zhang, T. Ding, Q. Zhou, Y. Sun, M. Qu, Z. Zeng, Y. Ju, L. Li, K. Wang y F. Chi, «A review of technologies and applications on versatile energy storage systems,» Xi'an, China - Chicago, USA - Beijing, China, 2021. [4] J. Twitchell, K. DeSomber y D. Bhatnagar, «Defining long duration energy storage,» 2023. 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