En el marco de la propuesta de la Comisión Europea por la intervención del mercado eléctrico, una de las opciones que comienza aparecer con más fuerza es la incorporación del almacenamiento en las centrales de energías renovables variables
AFRY, empresa que provee de servicios de diseño, ingeniería y consultoría, realizó un informe con el objetivo de desarrollar propuestas regulatorias para incentivar el desarrollo del almacenamiento en España, y con ello, la integración de las energías renovables.
“Este proyecto ha sido financiado y han participado un total de 11 empresas, hace ya más de un año lo propusimos al sector y estas compañías estuvieron interesadas tanto por su participación en el sector de renovables, como del almacenamiento”, explicó Javier Revuelta, Consultor en AFRY.
Estas empresas son: Atalaya Generación, Energía de Portugal, Endesa Generación, Galp, Iberdrola, Magtel, Plenium Partners, Repsol, Total Energies, Canadian Solar y RWE.
En este sentido, Beatriz Herráiz, Energy Senior Consultant en AFRY, señaló: «El estudio consta de tres fases para aportar criterio técnico y económico al objetivo final, dos muy analíticas que dan soporte a la tercera que es la más interesante».
–Analizar la seguridad de suministro en los horizontes de 2030 y 2035 bajo distintos escenarios políticos, basándose en la nueva metodología European Resource Adaquacy Assessment (ERAA).
–Analizar el nivel de almacenamiento coste-efectivo para el sistema eléctrico español (impacto en precios, vertidos de energías renovables, emisiones, potencia de respaldo etc.).
–Analizar opciones regulatorias para desarrollar el nivel de almacenamiento coste-efectivo y proponer alternativas identificando barreras existentes.
Cabe señalar que, de acuerdo al Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, España espera desarrollar 12 GW de almacenamiento energético en distintas tecnologías.
A lo largo del informe se analizaron 11 propuestas regulatorias distintas, de las cuales han destacado dos, basándose en dos criterios de selectividad: Si son viables desde el punto de vista regulatorio. Y también su efectividad, teniendo en cuenta el volumen de almacenamiento requerido.
Las dos propuestas elegidas fueron separadas en A y B. La primera de estas consiste en un mecanismo de asignación capacidad para almacenamiento, de corta y larga duración. Esta opción traería el mismo volumen de potencia que los 12 GW propuestos en el PNIEC.
“Para esta alternativa proponemos dos variantes, A1 y A2, que buscan hacer una asignación de la capacidad entre los proyectos de dos maneras diferentes”, resaltó Revuelta.
La variante A1 consta de dos cupos para realizar estas entregas de capacidad. Estos separan las ofertas entre corta y larga duración: “Hacemos esto porque las tecnologías de larga duración tienen tiempos de desarrollo o costes más altos. Reducir todo a un ratio de firmeza, como en la propuesta actual, podría llevarnos a asignar todo a una única forma de almacenamiento”.
“Mientras qué, en la A2 introducimos los factores de escalado. Estos permiten que haya una única capacidad subastada y que las distintas tecnologías tengan un coeficiente que asigne un valor adicional a un atributo que presenta beneficios”, comentó el especialista.
El ejemplo que compartieron es que si una tecnología tiene 20 horas de almacenamiento, todo lo que exceda el 100% de firmeza, no va a ser valorado. Pero, lo que pueden acudir a estos coeficientes con estos factores de escalado, y si se propicia 100% más de servicio, con 10% más de coste, se podría adjudicar.
Por otro lado, la propuesta B que presentaron en el informe no busca una asignación diferente a la actual. Lo novedoso de esta propuesta es que busca atraer más almacenamiento y que el criterio para decidir cuánto se subasta no es el que proponen desde Europa con la seguridad de suministro.
“Es un mecanismo de capacidad en dos rondas, que permite hacer una valoración integral, en el que no solamente se mira la firmeza, sino que se añade un segundo parámetro que es la valoración de la integración de renovables”, completó Revuelta.
Cabe señalar, que para este documento se analizaron 11 mecanismos regulatorios diferentes, que fueron divididos en dos grupos, por un lado por motivaciones «técnicas», y por el otro, «de mercado», teniendo en cuenta su integración de energías renovables.
De mercado se descartaron: Mercado de capacidad, es decir la propuesta actual; una ayuda directa al Capex; una unión «pool + premium»; un mecanismo similar al RECORE; y finalmente, uno basado en incentivos fiscales.
Por el lado técnico no fueron incluídas: Servicio complementario nuevo, por inercia o control de voltaje; un activo regulado por el TSO; almacenamiento obligatorio para proyectos renovables; y por último, servicio de flexibilidad.
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