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Almacenamiento en proyectos renovables: aplicaciones principales y su impacto en la viabilidad del proyecto

Jose Javier Ripa Serrano, desarrollo negocio en UL Renovables

Las actuales proyecciones del mercado con la caída constante del coste de las baterías de ion-litio y la necesidad de sistemas que permitan a las energías renovables avanzar en los planes de mayor penetración en el mix energético están empezando a proyectar viabilidad para el almacenamiento eléctrico bajo ciertas circunstancias.


 

Las aplicaciones del almacenamiento en generación se dividen en FTM (Front-of-the-Meter) y BTM (Behind-the Meter). La diferencia básicamente reside en si el almacenamiento está en el lado de la generación o en el lado del consumo. Los proyectos renovables a escala ‘utility’ son proyectos FTM y la clave para conseguir viabilizar estos proyectos es apoyarlos en modelos robustos que permitan proyectar el modelo de negocio y el retorno de la inversión de forma precisa y fiable.

El problema principal al que se enfrentan los desarrolladores es la gran variedad de aplicaciones para almacenamiento conectado a red y el valor que cada una de esas aplicaciones aportan para compensar el coste adicional del sistema de almacenamiento. Las aplicaciones principales que nos encontramos son:

  • Arbitraje de energía (Energy Shifting)
  • Aporte en picos de demanda (Flexible Peaking Resource / Resource Adequacy)
  • Regulación de frecuencia o de tensión  (Frequency Regulation) 
  • Capacidad reserva (Reserve Capacity)

También encontramos otras aplicaciones como arranques de emergencia o alivio de la congestión en la transmisión, más infrecuentes a la hora de incluirlas en contratos.

La clave sobre la viabilidad de los proyectos con almacenamiento reside en cómo modelizar los flujos de ingresos asociados a cada una de esas aplicaciones. Para poder modelizar es necesario entender cada una de esas aplicaciones. Vamos con ello:

Arbitraje de energía
La aplicación más directa del almacenamiento está ligada a la participación en los mercados de subasta de energía, donde el almacenamiento habilita la opción de inyectar energía en periodos con precios más altos e incluso evitar el alto impacto de la canalización entre fuentes renovables (precios negativos). El objetivo aquí es vender la energía generada al mejor precio. El modelo necesita series de precios para calcular los ingresos de la energía por el diferencial de precio entre la entre el despacho y la carga.  


Aporte en picos de demanda
La demanda máxima en la red generalmente ocurre durante unas pocas horas al día. Además de la generación de energía que constituye la carga base de la electricidad, los operadores de servicios públicos y redes mantienen los recursos máximos en espera listos para inyectar un aumento de energía adicional en la red. El almacenamiento de electricidad está experimentando un aumento de popularidad como recurso en esta aplicación debido a sus tiempos de respuesta muy rápidos, en el caso de las baterías Li-ion, milisegundos.


Regulación de frecuencia y tensión
Si la demanda es superior a la generación, la frecuencia cae, lo que provoca apagones e inestabilidad. Cuando la energía generada supera a la demanda, la frecuencia aumenta y esto puede dañar la red y los dispositivos conectados. La regulación de frecuencia implica regular la oferta y la demanda segundo a segundo para mantener la corriente dentro de los límites de tolerancia exigidos. A medida que más renovables se conectan a la red eléctrica, la variabilidad en el suministro y las fluctuaciones en la frecuencia son cada vez más frecuentes y graves. En algunos mercados la regulación de frecuencia es el servicio auxiliar con mejor remuneración.


Reserva operativa (capacidad)
Un requisito crucial para la red es mantener la estabilidad incluso si un generador o grupo de generadores se desconecta. El sistema en su conjunto no debe experimentar una variación excesiva en la frecuencia y el flujo de energía. Por lo general, los activos de generación trabajan utilizando un pequeño porcentaje de la capacidad de reserva, lo que agrega ineficiencias, costos adicionales y desperdicios. Para esta aplicación se pueden utilizar sistemas de almacenamiento de acción rápida como condensadores, volantes y baterías lo que permite a los generadores funcionar más cerca de su valor nominal. Por el tiempo de respuesta aquí podemos encontrar reserva giratoria, reserva suplementaria o suministro de respaldo. 

Una vez conocidas las diferentes aplicaciones es importante visualizar cuánto puede aportar cada una de ellas en el modelo de ingresos de la planta. Hay una enorme variabilidad en la compensación de cada aplicación dependiendo del sistema. Tomando como ejemplo la red de California (CAISO) podemos observar que la compensación en promedio se reparte a un 33% entre la reserva de capacidad, el arbitraje de energía y la regulación de frecuencia. Con este dato como referencia podemos establecer un buen dato de partida utilizado por muchos desarrolladores: el arbitraje debe suponer no más de un 30% de los ingresos del almacenamiento, el 70% restante ha de provenir de servicios contratados.

La combinación de condiciones tanto de recurso de generación (perfil solar, eólico), cómo de mercado (conversación por servicios de red y reserva de capacidad), es la base para abordar proyectos híbridos. La optimización pasa por asegurar la mejor combinación de sistemas qué maximicen el retorno de la inversión.  

Dentro de esa combinación, hay un reto fundamental que consiste en cómo alternar las diferentes aplicaciones dado, que no se puede participar de todas a la vez (ofreciendo servicios de red o capacidad a la vez que se participa en la subasta de energía). Para participar en todos los mecanismos compensatorios se debe considerar un periodo libre para arbitraje, ventanas de disponibilidad para aportar servicios de reserva y ventanas de utilización donde el almacenamiento estará despachando energía dentro de los períodos de disponibilidad. Para poder abordar esta optimización es necesario un sistema EMS (Energy Management System) robusto.

Por último, la viabilidad del proyecto depende también y de forma muy notable de la tecnología de almacenamiento y sobre todo de sus atributos esenciales, como lo son la degradación y la seguridad. La degradación afecta muy notablemente al modelo financiero del proyecto. El envejecimiento de las baterías tiene dos naturalezas, cíclica y estática; en la cíclica los parámetros más relevantes son la profundidad de descarga y la velocidad de carga, mientras que en la estática el parámetro fundamental es el estado de carga. Todos estos factores junto con la temperatura, modificarán de forma muy notable la respuesta de las baterías almacenamiento. Dado que los modelos teóricos son extremadamente complejos, los desarrolladores más avezados aplican ensayos de envejecimiento acelerados para comprobar la degradación de forma empírica y poder introducir los parámetros en el modelo.

En cuanto a la seguridad, cabe recordar que las baterías son sistemas con una enorme densidad de energía y capacidad de explosión y fuego; aspectos que si no se cuidan pueden dar al traste con la inversión. La norma UL 9540 es el estándar global para sistemas de almacenamiento de energía y su cumplimiento asegura la aplicación de técnicas adecuadas para minimizar los riesgos mediante el control del BMS, la validez de los sistemas de detección de gases y la funcionalidad de los sistemas de sofocación de fuego.

Como resumen, cabe concluir que el abordaje con garantías de un proyecto de generación renovable incluyendo almacenamiento requiere de un modelo robusto y riguroso qué sea capaz de combinar los diferentes elementos clave del proyecto: el recurso renovable, las aplicaciones del almacenamiento y sus contratos asociados, proyecciones del precio de mercado y mecanismos de subasta, modelos de degradación, CAPEX y OPEX, inputs financieros, operación del sistema y riesgos del proyecto. 

Los servicios de UL utilizan modelos propios basados en tecnología Homer Energy para identificar los parámetros principales, determinar la combinación adecuada para cada proyecto y validar las proyecciones de ingresos a través de simulaciones técnico-económicas para dotar al proyecto de las mayores garantías de éxito.  

Artículos sobre almacenamiento energético | 27 de noviembre de 2020

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