Las baterías en sistemas híbridos hidroeléctricos y fotovoltaicos podrían aumentar la rentabilidad un 2%

Científicos del Instituto de Tecnología Energética de Noruega han evaluado la rentabilidad del almacenamiento en baterías en centrales híbridas hidroeléctricas y fotovoltaicas flotantes. Han descubierto que la rentabilidad de estas instalaciones podría aumentar hasta un 2%.

Los científicos realizaron evaluaciones de costos óptimos para sistemas con y sin baterías, y luego compararon su rentabilidad a la luz de los mercados de capacidad, los servicios auxiliares y el arbitraje energético.

“Este trabajo investiga la rentabilidad potencial de un caso de negocio viable para la integración del almacenamiento en baterías en centrales híbridas hidroeléctricas y solares fotovoltaicas”, afirman. “Se basa en una hipotética central hidroeléctrica en cascada de dos embalses en el África subsahariana”.

El equipo de investigación mantuvo constantes las características de las centrales hidroeléctricas en la simulación, con una turbina de 36 MW y otra de 90 MW. La central híbrida funcionaba con un contrato de compraventa de energía (PPA), con capacidades fijas tanto para la hidroeléctrica como para la red eléctrica restringidas a 126 MW.

“En este estudio, se parte de una configuración de dos niveles para representar un escenario en el que la electricidad es más valiosa durante el día”, afirman los investigadores. “La misma configuración de dos niveles persiste durante todo el año”.

El modelo de optimización ajustó la capacidad de la fotovoltaica flotante y de la batería. El sistema fotovoltaico flotante orientado al sur, con una inclinación fija de 13 grados, utilizó módulos fotovoltaicos de silicio cristalino con una eficiencia del 19,9% y unas pérdidas totales del sistema del 13%. La batería LFP de iones de litio incorporó los niveles de irradiación del conjunto de datos SARAH2 de PVGIS, una aplicación web que proporciona datos de radiación solar y producción de energía del sistema fotovoltaico.

Los científicos señalaron que, para el resultado del caso base, los niveles de potencia óptimos para el PPA eran de 12,7 MW a 60 dólares/MWh y de 118,6 MW a 100 dólares/MWh.

“El caso cooptimizado, en el que tanto la batería como [la fotovoltaica flotante] están optimizadas para la rentabilidad, aumenta la rentabilidad en un 0,6% en comparación con el caso base”, señalaron.

Con los ingresos por servicios auxiliares, la rentabilidad anual del caso base podría alcanzar el 2%, teniendo en cuenta las limitaciones de degradación de la batería. El modelo suponía una vida útil de la batería de 15 años, lo que impedía que alcanzara un estado de salud inferior al 80% tras este periodo, teniendo en cuenta los ciclos adicionales de los servicios auxiliares.

Los académicos afirmaron que el arbitraje energético “proporcionó beneficios económicos a la central fotovoltaica hidroflotante, pero las baterías no eran necesarias, y los precios spot variables dificultan la previsibilidad y la acumulación de valor”.

Los académicos presentaron sus conclusiones en “Profitability of battery storage in hybrid hydropower-solar photovoltaic plants” (Rentabilidad del almacenamiento en baterías en plantas híbridas hidroeléctricas-solares fotovoltaicas), publicado recientemente en la revista Journal of Energy Storage.