AFRY Management Consulting tiene una peculiaridad poco frecuente en el sector: se moja. Comparten sin tapujos sus opiniones, basadas en datos, cálculos y exhaustivos análisis, con la intención de crear soluciones.
En este caso, el evento organizado se centraba en el almacenamiento en el mercado ibérico, y contó con más de 300 asistentes.
“Las baterías no serán rentables nunca. Como mucho, será rentable el primer megavatio”, empezó su exposición Javier Revuelta, Principal en AFRY. Posteriormente, matizó: “Para definir el cuándo, cómo y dónde del almacenamiento no es suficiente con entender el mercado eléctrico, hay que involucrar los demás factores. Mucho se habla de las ventajas y la necesidad del almacenamiento, pero nosotros queremos hablar de cómo dar soporte legal a esta cuestión”.
Al grano: España se ha fijado unos objetivos renovables extremadamente ambiciosos. El PNIEC solo es alcanzable con un 100% de subastas en 2030, y mucho antes de ese año se habrá frenado la inversión merchant. A pesar de ello, según la modelización de AFRY con resolución horaria de todo el mercado eléctrico español y sus interacciones con Europa, de instalarse efectivamente la potencia renovable del PNIEC (donde hablamos de un escenario de 20-30 €/MWh como precios de mercado), sería inevitable verter con frecuencia excedentes renovables no integrables en el sistema. La frecuencia y volumen de estos excedentes depende entre otras cosas de cuantas nucleares se cierren, de cuánta nueva interconexión con Francia alcancemos, y de cuánto nuevo almacenamiento se instale durante esta década.
Con la normativa actual, el almacenamiento tiene como principal fuente de ingresos el arbitraje de precios en el mercado mayorista, es decir comprar cuando la electricidad es barata (típicamente por la noche, aunque en el futuro también a mediodía) y vender cuando es cara (típicamente tras la puesta de sol). AFRY proyecta que dichos ingresos no serán en ningún caso suficientes para atraer inversiones en almacenamiento de ninguna tecnología, salvo que se complementen con incentivos adicionales al mercado mayorista. “Tiene sentido a priori desarrollar almacenamiento si no se va solo a mercado. El mercado no es rentable, aunque puede llegar a serlo con ayudas”.
Incluso ante una bajada espectacular del coste de las baterías, el mercado mayorista parece insuficiente para viabilizar inversiones puramente a mercado, dados los altos riesgos de canibalización de ese arbitraje. Por otra parte, ¡las baterías ni siquiera tienen a día de hoy posibilidad legal de solicitar acceso a la red!
Incentivos, ¿sí o no?
Ante este panorama, AFRY se ha preguntado si tiene sentido incentivar un almacenamiento, de la misma manera que se han venido incentivando económicamente el desarrollo de energías renovables que no eran rentables a mercado. Y la respuesta es que sí lo tiene, cuando existe la externalidad al mercado de desear un objetivo de penetración renovable tan ambicioso como el que se ha autoimpuesto España. Esto se debe a que, en ausencia de almacenamiento, es preciso sobredimensionar fuertemente la potencia renovable, lo cual conlleva fuertes incentivos económicos para complementar ingresos por mercado muy deprimidos. Sin embargo, incentivar cierta cantidad de almacenamiento adicional permite aprovechar mejor los recursos renovables, disminuir el sobredimensionamiento del parque renovable, contener la temida canibalización de precios, y reducir los incentivos económicos para las renovables. El almacenamiento también permite el cierre de potencia térmica de respaldo, al aportar una firmeza equivalente (según la cantidad de energía almacenable) En otras palabras, los incentivos económicos a cierto almacenamiento son inferiores a los beneficios que aportan por su reducción de incentivos a las energías renovables y a la potencia de respaldo.
¿Cuánto habría que desarrollar? Según AFRY, entre 5 y 10 GW de almacenamiento. En cuanto a la tecnología, aún no está claro cuál sería la más rentable.
¿Cómo se implantará el almacenamiento?
Actualmente, no hay marco regulatorio. AFRY ha analizado el espectro de opciones regulatorias que podrían plantearse para incentivar el desarrollo de almacenamiento, de manera competitiva y compatible con las guías que marca Europa.
“Todas las opciones analizadas presentan dificultades técnicas o regulatorias”, avisa, y presenta los pros y contras de cuatro propuestas: Desde un intervencionismo mínimo pero incrementando las señales de precio (por ejemplo permitiendo al mercado subir hasta valores muy elevados), hasta un esquema totalmente regulado similar al aplicable para las interconexiones eléctricas con Francia o Portugal, pasando por distintos esquemas de incentivos complementarios a una operación en el mercado.
Todas las opciones regulatorias merecen y deben ser analizadas, pero AFRY propone como la opción más prometedora un esquema de “pool más una prima fija en Euros por cada megavatio instalado”, en el que dicha prima resultase de un proceso competitivo diseñado específicamente para atraer proyectos de almacenamiento.
La valoración y adjudicación de proyectos sería significativamente más compleja que una subasta renovable tradicional, ya que los almacenamientos presentan beneficios muy diferentes para el sistema en función de numerosas características, como el rendimiento del ciclo, la cantidad de energía almacenable, el tiempo de desarrollo, los años de vida útil, y lógicamente sus costes. AFRY propone una metodología basada en modelización de los beneficios mediante la simulación de la factura eléctrica con y sin los proyectos de almacenamiento; labor compleja pero que los TSOs europeos ya aplican desde hace años para valorizar interconexiones (e inclusos almacenamientos) con interés europeo en los ‘Ten Years Networks Development Plans’. «¡Y labor que AFRY lleva en su ADN! Esto es, ‘dígame cuál es la remuneración que usted solicita al Regulador, yo calculo sus beneficios para el consumidor eléctrico, y de esta manera asigno la subasta a quien presente el mejor ratio de beneficio por cada euro de incentivo’”.
Obstáculos y futuros
Los tiempos de discusión y desarrollo normativo juegan en contra del desarrollo del almacenamiento, pues AFRY prevé algunos años para decidir en primer lugar qué esquema regulatorio queremos, posteriormente validarlo en Europa y desarrollarlo en la normativa española, posteriormente convocar subastas de almacenamiento con su sofisticado proceso de adjudicación, para finalmente poder financiar y construir los proyectos. Según las tecnologías finalmente adjudicatarias, ni siquiera está garantizado llegar mucho antes del año 2030.
AFRY también compartió sus estudios sobre el posible devenir del sistema energético en el largo plazo con el fin de arrojar luz sobre el entorno competitivo para el almacenamiento (siendo muy conscientes de que hay muchas decisiones políticas por tomar).
Entres sus proyecciones, se cuentan:
- una gran presencia de nuevas interconexiones en Europa
- una gran interacción de los vehículos eléctricos con la red y la disponibilidad de recursos renovables (característica principal de una ‘smart grid’)
- una gran interacción con el hidrógeno para usos industriales y de transporte.
Todos estos elementos se constituyen en una amenaza para los ingresos por arbitraje de precios.
AFRY concluye que el almacenamiento de energía a gran escala es una pieza clave de la transición energética para lograr el cumplimiento del PNIEC con un sistema razonable, con 2 o 3 décadas siendo un importante agente en el mercado y permitiendo que las señales de precio sigan atrayendo nueva potencia renovable.
El principal requisito es el desarrollo de un marco normativo hoy inexistente, que dé soporte a unas necesarias subastas e incentivos. Sin marco normativo, no habrá nuevo almacenamiento. Sin nuevo almacenamiento, no cumpliremos el PNIEC. No hay tiempo que perder, porque ya empezamos a llegar tarde.
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