Un equipo de investigación dirigido por científicos del centro de investigación REKK de Hungría ha examinado el nivel óptimo de almacenamiento en baterías necesario para equilibrar el crecimiento previsto de la capacidad fotovoltaica en toda Europa. Para ello, utilizaron un modelo de mercado eléctrico europeo (EPMM) desarrollado internamente, un modelo de compromiso unitario y de despacho económico. «Nuestro modelo desarrollado internamente garantiza la novedad de nuestro trabajo. Incluimos los requisitos del mercado de reserva rotativa en la modelización como parte del proceso de optimización, de modo que el modelo elige qué plantas proporcionarán las reservas», explicó a pv magazine la autora correspondiente, Enikő Kácsor. «Esta restricción adicional da un resultado diferente cuando buscamos las soluciones con el menor coste del sistema. Según nuestro conocimiento, la mayoría de los modelos de mercado eléctrico no incluyen explícitamente los requisitos de reserva en la modelización».
El EPMM tiene como objetivo satisfacer la demanda de electricidad en los 38 países europeos modelizados de la red ENTSO-E con un coste mínimo para el sistema. Utilizando datos de los dos años anteriores, puede predecir las capacidades de generación y los precios del mercado mayorista.
Este modelo abarca 3500 unidades de centrales eléctricas convencionales, así como centrales hidroeléctricas de embalse y fuentes de energía renovable variables. Optimiza simultáneamente las 168 horas de una semana modelizada y repite este proceso durante 12 semanas representativas de cada mes. Para comprobar el nivel optimizado de almacenamiento en baterías en la red europea, los investigadores consideraron varios escenarios, en los que la capacidad fotovoltaica de Europa alcanzaba 353 GW, 530 GW, 706 GW, 803 GW y 1059 GW, respectivamente.
Se supuso que la penetración de las baterías tenía nueve niveles, del 0 al 20%, en incrementos del 2,5%. Se consideró que el descuento tanto para la energía fotovoltaica como para las baterías era del 5%, y la vida útil era de 20 años.
El Capex de la energía fotovoltaica se fijó en 430 € /kW, mientras que el Capex del almacenamiento en baterías es de 570 €/kW. Una conclusión importante es que existe un «límite», una combinación de capacidad óptima en términos de costes entre la energía fotovoltaica y el almacenamiento en baterías a nivel europeo.
Cuando se avanza hacia una penetración «demasiado alta» de la energía fotovoltaica, los costes superan a los beneficios, incluso aplicando un nivel más alto de almacenamiento en baterías. Sin embargo, este umbral se sitúa en un nivel de capacidad bastante alto», afirmó Kácsor.
«En comparación con el objetivo de la UE para 2030 de 383-592 GW de capacidad solar, nuestra evaluación muestra que el rango óptimo de costes se sitúa entre 530 y 880 GW de energía fotovoltaica, combinada con un almacenamiento en baterías equivalente al 2,5-7,5 % de la capacidad intermitente total».
Más concretamente, los científicos descubrieron que la solución menos costosa para Europa es la penetración de 707 GW de capacidad fotovoltaica y el 5 % de la capacidad intermitente total instalada dedicada al almacenamiento para 2030. Además, el análisis reveló que los niveles de restricción de la energía fotovoltaica oscilan entre cero y el 20 % en los mercados europeos, mientras que las tasas de utilización de las baterías son homogéneas en la mayoría de los Estados, en torno al 20 %». La homogeneidad de las tasas de utilización en el escenario óptimo también sugiere que los servicios de baterías podrían compartirse de manera eficiente entre los países europeos si las capacidades transfronterizas lo permitieran», concluyó el equipo.
Sus conclusiones aparecieron en «Integrating solar plants into the European power grid − What is the optimal capacity combination of PV and battery storage?», publicado en Energy Conversion and Management: X. En el estudio han participado científicos de REKK y de la Universidad Corvinus de Budapest.
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