Las colas de la red eléctrica están cada vez más dominadas por proyectos de energía solar, y una parte significativa de ellos corresponde a instalaciones de energía solar más almacenamiento (híbridas). En los últimos años, los mercados auxiliares de Texas y la demanda máxima nocturna de California han sido los principales objetivos de las inversiones en baterías. A medida que estos mercados se hacen más competitivos y los costos de las baterías siguen bajando, los promotores exploran nuevas oportunidades para maximizar el valor, como la reconversión de centrales solares existentes. Líderes del sector como NextEra y BayWa r.e. han indicado que las reconversiones serán un motor clave de ingresos en el futuro.
Como era de esperar, el estudio concluyó que las centrales eléctricas de energía solar más almacenamiento situadas cerca de zonas de alta demanda, que se enfrentan a limitaciones en la construcción de nueva capacidad y experimentan precios más altos de la energía, podrían lograr aumentos significativos de ingresos. Además, las regiones con abundante energía renovable variable (VRE, por sus iniciales en inglés), como la solar y la eólica, también se beneficiaron de la adición de almacenamiento en baterías de corta duración.
En Texas, por ejemplo, el almacenamiento en baterías suele tener una capacidad de una hora, mientras que en California la media es de unas cuatro horas.
En la modelización de escenarios con cantidades crecientes de almacenamiento de energía junto con instalaciones solares, los investigadores observaron diferencias notables: las plantas solares de las regiones con centros de carga registraron aumentos sustanciales de ingresos, mientras que las regiones ricas en VRE mostraron incrementos porcentuales más elevados. Esto refleja los mayores costos de la energía en los centros de carga, a diferencia de las zonas con predominio de VRE, donde los precios suelen ser bajos, pero existen grandes oportunidades de «curva de pato».
El aumento porcentual más significativo de los ingresos por kilovatio-hora se produjo al añadir una mejora inicial de una hora de batería.
En los centros de carga, la conversión de plantas independientes en plantas solares más almacenamiento con una hora de almacenamiento aumentó el valor de esas plantas en un 48,8%, de 33,8 dólares/MWh a 50,3 dólares/MWh. En las zonas ricas en VRE, esta tendencia fue aún más pronunciada: las baterías de una hora aumentaron los valores medios de las plantas solares y eólicas en un 80,5% y un 81,1%, respectivamente.
El estudio de la AEM incluye una advertencia clave: el modelo de ingresos asume una «previsión perfecta», un escenario ideal en el que los operadores de plantas solares más almacenamiento pueden predecir perfectamente los mejores momentos para almacenar y liberar energía. En realidad, los operadores se enfrentan a la incertidumbre a la hora de determinar los periodos óptimos de carga y descarga.
El descubrimiento de que más allá de cuatro horas de almacenamiento ofrecía unos ingresos adicionales mínimos sorprendió a los investigadores. Según el estudio, «el aumento [de los ingresos por kWh] de cinco a ocho horas de duración era mucho menor (7,3% y 6,1% para la solar y la eólica, respectivamente)».
Otro hallazgo notable fue que reequipar una central solar con almacenamiento de energía aumentaba significativamente su probabilidad de generar electricidad durante las «100 horas de mayor carga neta» del año, desde un mínimo del 20% con una hora de almacenamiento hasta un máximo del 100% con cinco o más horas de almacenamiento.
Los autores también sopesaron las compensaciones entre maximizar la longevidad de la batería y optimizar los ingresos a corto plazo, señalando que «un tratamiento más sofisticado de la degradación de la batería puede permitir una mayor maximización del valor para los propietarios de centrales eléctricas de energía solar más almacenamiento». Según los distintos modelos de degradación de baterías, los ingresos variaron hasta un 18%.
Con los recientes avances en la longevidad de las baterías, como los costos de «cinco años de degradación cero», el potencial de ingresos de estas instalaciones aumentaría aún más.
Unas tasas de degradación más bajas también crean nuevas oportunidades de ingresos al permitir a las instalaciones cargar de la red eléctrica a tarifas más bajas durante las horas no solares. Esta capacidad, ahora permitida por la Ley de Reducción de la Inflación, añade unos 0,012 dólares/kWh en oportunidades de ingresos.
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