La solar más almacenamiento acelera la rentabilidad de los proyectos a mercado

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Según un informe de la empresa británica de estudios de mercado Aurora Energy Research Ltd., la ubicación conjunta de la energía solar y el almacenamiento a gran escala puede acelerar el despliegue sin subvenciones de energías renovables en el Reino Unido al reducir el riesgo de inversión.

La economía de la energía solar comercial compartida con los sistemas de almacenamiento de baterías establece que el ritmo y la escala del despliegue de la energía fotovoltaica comercial vendrá determinado por la confianza de los inversores. Según el estudio, la coubicación del almacenamiento de energía con estos proyectos cubriría el riesgo de canibalización de precios, que se produce cuando el despliegue masivo de la energía solar comercial hace bajar los precios de la energía al por mayor, de modo que se ven afectados los bajos rendimientos de los inversores.

El fenómeno solo se ha observado en el caso de la energía solar en el norte de Chile, donde una gran concentración de proyectos fotovoltaicos “merchant” redujo los precios mayoristas en la región, que cayeron a cero en algunos lugares durante los períodos de máxima producción solar diaria.

El almacenamiento de energía a gran escala ofrece a los inversores diferentes fuentes de ingresos procedentes de los servicios de equilibrado de la red, cuya demanda se verá impulsada por la penetración cada vez mayor de las energías renovables. “La ubicación conjunta de nuevos activos solares con sistemas de almacenamiento de baterías puede liberar flujos de ingresos adicionales y reducir los riesgos de los modelos de negocio de los comerciantes”, escribió Aurora Energy. Se puede esperar que el despliegue masivo de estos activos mejore la tecnología utilizada y los modelos de negocio asociados como una ventaja adicional.

 

En buena compañía

La unión de las plantas solares y el almacenamiento será decisiva para la construcción de energía renovable rentable y libre de subsidios en el Reino Unido, según el informe. “Encontramos tasas de rendimiento interno de los proyectos (TIR) de entre el 6,6% y el 7,6% para los activos híbridos desplegados en 2020 en nuestro escenario de mercado de caso base, en comparación con el 4% para los activos solares y de baterías independientes”, escribieron los analistas. La ubicación conjunta de la energía fotovoltaica y el almacenamiento también puede reducir los costes de batería en el balance del sistema hasta en un 50%.

Los autores del informe dijeron que el entorno regulatorio británico es ahora más favorable para los proyectos de almacenamiento y que si el operador de la red eléctrica National Grid aumenta su adquisición de capacidad flexible, lo que implica mayores ingresos por servicios auxiliares para las baterías, se abrirán más oportunidades para los inversores. Según el estudio, la creciente penetración de las energías renovables en el Reino Unido está aumentando la volatilidad de los precios, así como la necesidad de activos flexibles, incluyendo la respuesta de la demanda, el almacenamiento y el pico de gas.

Esta última es una opción controvertida. Tom Vernon, MD del proveedor de plantas de gas Statera, dijo recientemente a pv magazine que estas instalaciones de acción rápida son vitales para respaldar una red de energías renovables. Sin embargo, el grupo de expertos alemán Energy Watch Group declaró esta semana que el efecto destructivo de la fuga de metano de la extracción de gas natural significa que el combustible fósil es una opción aún más dañina que el carbón o el petróleo.

El estudio de Aurora Energy predice que la capacidad solar instalada en el Reino Unido podría aumentar de unos 13 GW el próximo año a 19 GW en 2030 y 32 GW en 2040. La capacidad de generación de energía eólica, tanto en tierra como en el mar, podría aumentar de 23 GW a 37 GW y 39 GW durante el mismo período, y se prevé que las tecnologías flexibles, como el almacenamiento, la energía hidroeléctrica bombeada, la biomasa y otras opciones de nicho, pasen de 9 GW a 22 GW y 29 GW.

 

Rentabilidad de la inversión para la fotovoltaica “merchant”

Aurora encontró que la tasa interna de retorno para los proyectos solares que venden electricidad al mercado spot es de 9-12%. “Si todo lo demás se mantiene igual, la reducción de la TIR requerida en un punto porcentual, o una trayectoria de inversión de capital un 10% más baja, podría hacer factible el despliegue económico de la energía solar comercial para 2022”, escribieron los autores del informe.

Un amplio despliegue de instalaciones solares comerciales desde el próximo año hasta el 2040 podría reducir los precios de la captación solar a un 14% de descuento sobre los precios medios de la carga base, aumentando el riesgo de canibalización de precios. De ahí la necesidad de compartir baterías.

“La inversión en activos con características técnicas ventajosas y estrategias comerciales sofisticadas sería económica tan pronto como el próximo año”, señala el informe. “Esperamos que a medida que se resuelvan más barreras a los proyectos solares y de almacenamiento ubicados en el mismo lugar, aumente la confianza de los inversores y se acelere el despliegue de estos proyectos”.