Durante octubre, analizamos la expansión de baterías en el tercer trimestre, el pipeline más reciente hasta 2027 y el valor de los mercados locales de flexibilidad para sistemas de almacenamiento de energía en baterías. También actualizamos la previsión para Gran Bretaña a la versión 3.2 y revisamos cómo se relaciona esto con la perspectiva invernal de NESO para 2024/25.

A continuación, se presenta un resumen rápido de los principales hallazgos de la investigación de octubre

Resumen de octubre

• Las baterías en Gran Bretaña obtuvieron los mayores ingresos del año en octubre, alcanzando £58k/MW/año.
• Las baterías centradas en Dynamic Regulation High y el Balancing Mechanism obtuvieron los ingresos más altos.
• Operational Utilization es un tipo de servicio de flexibilidad local que podría adaptarse a baterías a escala de red, ya que opera de manera similar al Balancing Mechanism pero con volúmenes significativamente menores.
• La versión 3.2 de la previsión de ingresos de baterías de Modo Energy para Gran Bretaña introduce modelización avanzada de la demanda para vehículos eléctricos y bombas de calor, además de otros cambios relacionados con los factores de desclasificación del Capacity Market y los precios de las materias primas.
• Se espera que los diferenciales de precios mayoristas aumenten un 60% en el invierno 2024/25 respecto al invierno 2023/24.
• El tercer trimestre de 2024 tuvo la mayor expansión del año hasta ahora, con 259 MW de nueva capacidad de baterías entrando en operación comercial.
• Se prevé que los ingresos a largo plazo de las baterías aumenten hasta una media de £110k/MW/año, casi la mitad de su máximo de 2022 pero más del doble que los ingresos actuales.

¿Pueden los mercados locales de flexibilidad ser valiosos para el almacenamiento de energía en baterías a escala de red?

En 2023, los operadores de redes de distribución (DNO) contrataron un récord de 3,2 GW de capacidad en servicios de flexibilidad local. El tamaño de este mercado ha crecido un promedio del 50% anual en los últimos cuatro años. ¿Podrían estos servicios resultar valiosos para las BESS a escala de red?

De los tres diseños generales de servicios de flexibilidad, los servicios de Operational Utilization podrían ser los más adecuados para el almacenamiento de energía en baterías a escala de red. Este mercado se estructura de forma similar a un Balancing Mechanism a nivel de distribución, permitiendo que las baterías obtengan ingresos por tarifas de utilización, sin sacrificar flexibilidad de operación al contratar capacidad en los picos de demanda.

Los suscriptores de Modo Energy pueden leer el artículo completo para conocer cómo se estructuran estos servicios y qué baterías están actualmente contratadas.

Más demanda, más competencia: El impacto de una modelización mejorada de la demanda con consideraciones avanzadas para vehículos eléctricos (VE)

A principios de octubre, publicamos la actualización más reciente de nuestro modelo para Gran Bretaña: versión 3.2 (Q4 2024).

La actualización incluye:

• Mejora en la modelización de la demanda con consideraciones avanzadas para vehículos eléctricos (VE), vehicle-to-grid (V2G) y bombas de calor
• Actualización de los factores de desclasificación del Capacity Market, perspectivas de precios de materias primas y tasas de despacho del Balancing Mechanism
• Actualización de la expansión de capacidad para eólica, gas y sistemas de almacenamiento en baterías (BESS)
• Mejora en la modelización de ingresos para grandes BESS (>300MW)

La electrificación del transporte y la calefacción —a través de vehículos eléctricos y bombas de calor— tendrá implicaciones para la red, los precios de la energía y los ingresos de las BESS. Ambos aumentan la demanda total, modifican el perfil diario de demanda y también introducen nuevas fuentes potenciales de flexibilidad que pueden competir con las baterías.

Según nuestro último modelo, los vehículos eléctricos representarán el 15% de la demanda total nocturna para 2035, principalmente gracias a cargadores inteligentes que aprovechan los precios bajos de la energía durante la noche.

Lee más sobre las actualizaciones en la versión 3.2 y revisa la grabación. Los suscriptores de las previsiones de Modo Energy también pueden acceder al modelo para construir sus propios escenarios.

Los ingresos del almacenamiento de energía en baterías han caído dos tercios desde su pico en 2022: ¿cuánto podrían recuperarse?

Actualmente, los ingresos del almacenamiento de energía en baterías en Gran Bretaña son aproximadamente un 60% inferiores a su máximo de principios de 2022. Esto se debe a la saturación de los mercados de respuesta de frecuencia, que ha llevado los precios a una séptima parte de lo que eran entonces.

Las estrategias de operación se han desplazado hacia los mercados mayoristas y el Balancing Mechanism, que prevemos que generarán el 93% de los ingresos de por vida para una batería de dos horas.

A largo plazo, proyectamos que los ingresos de las baterías aumenten hasta una media de £110k/MW/año—casi la mitad de su pico en 2022 pero más del doble que los ingresos actuales.

¿Qué significa esto para la perspectiva de inversión en baterías? Con los niveles actuales de Capex, esto supera los ingresos de £74k/MW/año a £85k/MW/año que estimamos son necesarios para obtener un retorno aceptable de la inversión.

Actualizamos nuestra perspectiva de BESS en GB para el cuarto trimestre de 2024, incluyendo los datos más recientes de la versión 3.2 de la previsión. Consulta el resumen ejecutivo para más información.

Se esperan mayores diferenciales de precios de la energía durante el invierno en Gran Bretaña

Los diferenciales de precios mayoristas son de £90/MWh en el invierno 2024/25, según la versión 3.2 de la previsión BESS para GB. Esto supone un aumento de £35/MWh respecto a los diferenciales observados en el invierno 2023/24. En el invierno 2023/24, los diferenciales en el mercado diario promediaron £55/MWh, debido a una volatilidad relativamente baja en el mercado mayorista.

Este invierno, se esperan diferenciales más altos debido al cierre de la última central de carbón de Gran Bretaña, el aumento de los precios del gas y la dependencia de la generación eólica, lo que puede llevar a precios altos en días de poco viento y precios negativos en días de mucho viento.

También se espera que Gran Bretaña sea importadora neta durante el invierno, debido a precios de la energía más bajos en Europa. Esto implica una mayor dependencia de los interconectores, lo que también podría incrementar la volatilidad de los precios.

Para saber más sobre cómo se espera que funcione la red durante el invierno 2024/25 y el impacto en los ingresos del almacenamiento en baterías, lee el artículo aquí.

259 MW de nueva capacidad de baterías comenzaron operaciones comerciales en el tercer trimestre de 2024 en Gran Bretaña

El tercer trimestre de 2024 registró la mayor cantidad de nueva capacidad de almacenamiento en baterías entrando en operación comercial en lo que va del año. Esta nueva capacidad provino de nueve baterías y, para muchos propietarios, representó los primeros sitios en operar en los mercados de Gran Bretaña.

Tras la incorporación de estos nuevos sitios, la capacidad total de baterías en Gran Bretaña alcanza los 4,3 GW con una capacidad total de energía de 5,8 GWh. Esto significa que la duración promedio de las baterías en Gran Bretaña es de 1,33 horas.

El tercer trimestre es un periodo clave para la expansión de baterías cada año, ya que es el último trimestre antes del inicio del nuevo año del Capacity Market. 4,3 GW de capacidad de conexión de baterías tienen acuerdos que comenzaron a principios de octubre. De los 1,6 GW que aún no estaban en línea al inicio del tercer trimestre, 0,2 GW comenzaron operaciones comerciales al final del trimestre. Esto significa que 1,4 GW de capacidad de conexión aún no han iniciado operaciones comerciales.

A pesar de que el tercer trimestre tuvo la mayor expansión del año hasta ahora, la expansión de baterías en 2024 va por detrás de la de 2023. Propietarios y desarrolladores han señalado las colas para conexión a la red, la programación de los DNO, cortes en la red y problemas de equipamiento como causas de retrasos.

Visita el artículo para saber qué baterías comenzaron operaciones comerciales, cuánta nueva capacidad se proyecta que esté en línea para finales de 2024 y para descargar la última versión del pipeline.

En el Podcast, Aaron Wade analiza los costes del almacenamiento en baterías en 2024 y más allá

Los temas sobre Transmisión en octubre abarcaron desde las últimas novedades en la cadena de suministro y proyecciones de costes hasta la comprensión de qué son las Plantas de Energía Virtual (VPP). También analizamos el mercado energético alemán, los sistemas eléctricos y BESS en Países Bajos y los ingresos de verano más recientes en ERCOT.

Comprender los factores que impulsan la reducción de costes de las celdas de baterías es clave para mantener la competitividad. A medida que la demanda de almacenamiento energético se dispara, la presión por reducir costes es mayor que nunca. Los costes de materiales no son el único factor que influye en los precios: los avances en la química de las celdas, la eficiencia de los sistemas y las prácticas de fabricación también juegan un papel importante en los precios finales.

Otros episodios del podcast incluyen:

• BESS y el mercado energético alemán con Lars Stephan
• Plantas de Energía Virtual con Geoff Ferrell
• Almacenamiento en baterías en Países Bajos con Rens Savenije
• Actualización de ingresos de verano en ERCOT con Brandt Vermillion