Baterías en Gran Bretaña, colgando de un hilo

Fuente: https://www.pv-magazine.com

Los ingresos por almacenamiento de baterías en Gran Bretaña están muy por debajo de los máximos históricos, pero persiste el apetito por la capacidad de almacenamiento. La modernización de los operadores de sistemas eléctricos, una mayor competencia y nuevas oportunidades podrían dar forma al futuro de los sistemas británicos de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

Los ingresos por el almacenamiento de baterías a escala de servicios públicos están evolucionando en el Reino Unido. Los cambios en la forma de operar del operador del sistema eléctrico (ESO) de Gran Bretaña, National Grid ESO, combinados con el aumento de la capacidad instalada, están remodelando el panorama. Es un mercado en transición, mientras la primera red nacional integrada del mundo atraviesa algunos de los mayores cambios en sus 89 años de historia.

Se pueden encontrar pruebas de esa transición en los resultados recientes de subastas del mercado de capacidad. En Gran Bretaña existen dos tipos de subastas en el mercado de capacidad. Los ejercicios de adquisiciones “T-1” adjudican contratos por un año para el siguiente año de entrega eléctrica, y las subastas “T-4” tienen un horizonte plurianual. Las subastas ayudan a garantizar que haya suficiente capacidad de red en el futuro y, al mismo tiempo, brindan a los desarrolladores de proyectos pruebas de ingresos futuros, del tipo que puede ser fundamental para asegurar la financiación. Un sistema similar existe en la isla de Irlanda, donde Irlanda del Norte y la República de Irlanda comparten un mercado mayorista integrado de electricidad.

En febrero de 2023, el éxito de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en las subastas del mercado de capacidad de National Grid ESO demostró la demanda de BESS como parte de la combinación energética de Gran Bretaña. La subasta de capacidad T-1 para 2023-2024 adjudicó contratos para 627 MW de proyectos de almacenamiento de baterías, frente a los 385 MW adjudicados en 2022. En la subasta T-4, el almacenamiento de baterías recibió contratos por valor de 1,29 GW para 2026-27.

«Existe una necesidad fundamental de almacenamiento, lo hemos visto con el almacenamiento ganando contratos en el mercado de capacidad y lo veremos con la continua volatilidad en el mecanismo de equilibrio», dijo George Hilton, analista senior de S&P Global Commodity Insights. refiriéndose a los pagos realizados por la ESO para que los generadores aumenten o reduzcan la producción de acuerdo con la demanda. «Eso impulsará la instalación continua, el crecimiento continuo en el mercado y significará que los desarrolladores seguirán construyendo proyectos».

La cartera de adiciones de almacenamiento de baterías “frente al medidor” (FTM) del lado de los servicios públicos ha aumentado en el Reino Unido (consulte el gráfico a continuación) a pesar de que los ingresos anualizados por los activos de BESS cayeron desde los máximos de 2022. En aquel entonces, la flota de almacenamiento de baterías logró unos ingresos anualizados de 156.000 libras esterlinas (197.000 dólares)/MW, según el índice GB BESS de Modo Energy. La revisión del mercado de 2023 de la plataforma de análisis de baterías con sede en el Reino Unido también reveló que los ingresos anualizados por almacenamiento de energía en baterías cayeron un 65% en 2023, hasta un total de 53.000 GBP/MW. Un avance significativo, pero no sorprendente.

Respuesta frecuente

Hasta hace poco, los servicios de respuesta de frecuencia eran la principal fuente de ingresos para la flota de baterías FTM de Gran Bretaña. Mantener la red eléctrica dentro del 1% de los 50 Hz fue lucrativo para los activos de baterías de FTM durante la infancia del mercado de almacenamiento. Cuando National Grid ESO lanzó su servicio de respuesta de frecuencia de contención dinámica (DC), el 30 de septiembre de 2020, se recibieron seis ofertas y se aceptaron dos unidades de almacenamiento de batería en la primera ronda, para proporcionar 90 MW de servicios de respuesta rápida durante 24 horas. Esto anunció el inicio de un auge de los ingresos por CC para baterías en Gran Bretaña. Cuando los activos de BESS disfrutaban de ingresos récord en 2022, el 63% procedía de servicios de CC, mientras que el 25% de los ingresos procedía de los pagos mensuales de respuesta de frecuencia firme (FFR) de ESO, según datos de Modo Energy. Hoy las cosas han cambiado. En enero de 2024, los ingresos del mecanismo de equilibrio (BM) eclipsaron a los servicios de respuesta de frecuencia por primera vez en el índice Modo Energy GB BESS.

Era casi inevitable: la red sólo necesita cierta respuesta de frecuencia y las adiciones de capacidad de almacenamiento de baterías han llevado a una mayor competencia. En el mercado actual, los desarrolladores deben abordar el almacenamiento de energía en baterías desde un lugar más racional que antes, según Hilton de S&P Global.

«No vas a tener el [retorno de la inversión] que tenías antes, así que supongo que está atrayendo a un tipo diferente de inversionista y un tipo diferente de desarrollador, que están más interesados ​​en el largo plazo», dijo El analista de almacenamiento de energía.

Acto de malabarismo

Sin duda, los inversores a largo plazo esperarán obtener ingresos del BM, así como a través del arbitraje energético: comprando y vendiendo electricidad a la red a tarifas óptimas. Hay muchos ingresos en juego: equilibrar la red eléctrica de Gran Bretaña no es barato. El pronóstico más reciente sobre el uso del sistema de servicios de equilibrio de National Grid ESO, publicado en febrero de 2024, predijo que el operador del sistema gastará más de 2 mil millones de libras esterlinas en equilibrar la red en 2024.

Sin embargo, obtener ingresos del BM no es tan sencillo como simplemente acercarse a la ESO con la oferta más baja. Si así fuera, existe un fuerte argumento de que el almacenamiento en baterías ya disfrutaría de una mayor proporción de los ingresos de BM. Están en juego problemas de tecnología heredada. Hasta hace poco, el personal de National Grid ESO solo tenía acceso a datos de descarga de 15 minutos de la flota de baterías registradas BM de Gran Bretaña. Esto dejó fuera de juego el almacenamiento de baterías para las operaciones de BM con una mayor duración de envío. Las cosas están mejorando. Al cierre de esta edición de pv magazine , National Grid ESO iba a ampliar su norma de 15 minutos para el almacenamiento de baterías, a 30 minutos, a partir del 1 de marzo de 2024. El cambio significa que los operadores de baterías informarán a ESO de la potencia máxima que pueden suministrar para una ventana de 30 minutos, lo que abre un nuevo conjunto de oportunidades de ingresos. Esta es sólo una de las formas en que ESO está abordando el fenómeno conocido como “salto”, cuando ESO no selecciona un recurso de batería a pesar de ser la opción más rentable. Hay algunas razones legítimas por las que ESO podría no optar por el generador más rentable del BM, como las demandas geográficas, pero las reglas y procedimientos anticuados han dejado al almacenamiento de baterías en desventaja.

Se avecinan más actualizaciones del sistema energético. National Grid ESO está en el proceso de implementar una nueva plataforma de equilibrio abierto, un programa de actualizaciones que promete «revolucionar» el BM. Las cosas comenzaron en diciembre de 2023, cuando ESO agregó una nueva herramienta que permite a los ingenieros de la sala de control enviar cientos de instrucciones a unidades más pequeñas registradas en BM y unidades de almacenamiento de baterías, con solo presionar un botón. Se trata de un cambio que permitirá que el almacenamiento en batería desempeñe un papel más activo en el equilibrio de la red, según National Grid ESO. Para 2027, se espera que la Plataforma de Equilibrio Abierto completa haya crecido para reemplazar tanto el BM existente como la Plataforma de Despacho de Servicios Auxiliares de ESO, el sistema utilizado para adquirir reservas operativas y recursos de contingencia.

Un mejor acceso a las oportunidades de BM podría mejorar la situación del almacenamiento en baterías en términos de ingresos. Wendel Hortop, líder de mercado de Modo Energy, destacó otros cambios programados para 2024 que deberían brindar aún más oportunidades para el almacenamiento FTM.

“En lo que respecta a los servicios, este año aparecerán dos nuevos mercados”, afirmó Hortop. “Está el mercado de reservas de equilibrio, que se lanzará en marzo, y la reserva rápida hacia finales de año. Básicamente, lo que eso haría es simplemente profundizar el conjunto de mercados en los que el almacenamiento puede participar. No creo que vaya a hacer una diferencia drástica debido a la hipercompetitividad [en el mercado]”.

Tecnología del futuro

Nick Smailes, jefe de comercialización del organismo de investigación sobre almacenamiento del Reino Unido, The Faraday Institution, sabe un par de cosas sobre competencia. Con la tarea de trabajar junto con académicos y gerentes de proyectos para identificar oportunidades comerciales para la tecnología de baterías, Smailes dijo que el análisis del instituto sugiere que el 50% del mercado de equilibrio podría estar disponible para las baterías.

«Es bastante desconcertante la cantidad de oportunidades y casos de negocio que existen», dijo Smailes, añadiendo que las baterías de vehículos eléctricos (EV) y las instalaciones de carga rápida también podrían desempeñar un papel cada vez más importante en el equilibrio de la red británica.

Se prevé que la demanda del Reino Unido de capacidad de fabricación de baterías para vehículos eléctricos alcance más de 100 GWh por año en 2030, según The Faraday Institution. Queda por ver exactamente cómo serán los ingresos futuros para las baterías de vehículos eléctricos y la infraestructura de carga, ya que la tecnología del vehículo a la red y del vehículo al hogar presenta diferentes posibilidades.

Por un lado, a finales de la década habrá una importante capacidad de equilibrio de red en los talleres y estaciones de servicio de Gran Bretaña. Por otro lado, quedan preguntas abiertas sobre cómo la participación en los mercados energéticos puede afectar la degradación de las baterías.

«Hay mucha más investigación por hacer en términos de cómo los protocolos de conexión del vehículo a la red podrían afectar la degradación de la batería, porque esto puede utilizar y estresar las baterías de una manera muy diferente, lo que también requiere nuevas consideraciones económicas, como modelos de ingresos acumulados», dijo Smailes. «Hay preguntas de investigación para nosotros allí».

Podrían producirse más cambios si el almacenamiento en baterías de iones de sodio se vuelve comercialmente viable, y ésa es un área de investigación en la que la Institución Faraday está muy involucrada. El proyecto Nexgenna de la entidad, con sede en la Universidad de St Andrews, en Escocia, está respaldado por 15,9 millones de libras esterlinas de financiación. El proyecto tiene la tarea de desarrollar la próxima generación de baterías de iones de sodio, un campo en el que Smailes dijo que el Reino Unido podría ser «muy capaz».

«La Institución Faraday tiene un gran programa de sodio y empresas como Farradion, que tienen una cantidad significativa de la [propiedad intelectual] mundial sobre el sodio, por lo que la próxima generación de baterías podría ser muy interesante y no están muy lejos». ”, añadió Smailes.