Una de las mayores barreras para el desarrollo del almacenamiento de energía con baterías en Gran Bretaña hoy en día son las conexiones a la red (o la falta de ellas). Algunos operadores de red de distribución (DNO) están ofreciendo conexiones con la condición de que los sistemas BESS independientes no puedan exportar energía en determinados momentos. Esto ocurre especialmente en regiones donde hay mucha generación fotovoltaica conectada a la red de distribución, y en épocas del año en las que esa generación solar es alta, es decir, cuando la producción solar está en su punto máximo. En este artículo asumimos que se impone un límite de exportación a dichas conexiones durante los 40 días de mayor generación al año, entre las 7am y las 7pm.

La Figura 1 (abajo) muestra el perfil de generación de esos 40 días para cada año alterno, entre 2013 y 2021. El gráfico también destaca el aumento de la capacidad solar en Gran Bretaña: se puede ver cómo la generación máxima pasó de menos de 2 GW en 2013 a más de 8 GW en 2019.

En este artículo, analizamos cómo este tipo de conexión a la red podría afectar los ingresos de los sistemas BESS. Entonces, ¿debería considerar una conexión a la red limitada por energía solar para su batería? Si tiene dificultades para obtener una conexión sin restricciones, sí. Veamos por qué.

Oportunidad de arbitraje

La Figura 2 (abajo) muestra el diferencial medio diario del mercado mayorista, por mes, para el periodo 2017 a 2021, en comparación con la frecuencia de los días de máxima generación solar. Como puede verse, cuando la generación solar está en su punto más alto, los diferenciales mayoristas son menores, lo que significa que hay menos oportunidades de arbitraje para las baterías que esperan exportar en esos momentos.

• El 84% de los días de máxima generación solar se concentraron entre abril y julio.
• Estos fueron también los cuatro meses en los que los diferenciales medios diarios del mercado mayorista fueron más bajos.
• Como se mencionó antes, esto implica que suele haber menos oportunidades de arbitraje durante estos meses. Lo analizamos más a fondo en el modelo a continuación.

La Figura 3 (abajo) muestra una estrategia de arbitraje (exclusiva) modelada. Nuestra batería es un sistema de una hora, con un ciclo diario y una eficiencia de importación asumida del 85%. En este modelo, el activo no realiza operaciones mayoristas en esos (40) días de máxima generación solar. En este caso, nuestra batería —la que tiene la restricción— gana, como máximo, un 8,95% menos que una batería idéntica sin restricción.

Mercados de respuesta de frecuencia

Las estrategias de trading mayorista podrían volverse comunes en un futuro no muy lejano. Sin embargo, actualmente, la principal fuente de ingresos para los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en Gran Bretaña son los servicios de respuesta de frecuencia. No poder exportar durante ciertas horas del día significa no poder ofrecer servicios de respuesta de baja frecuencia, aquellos en los que las baterías exportan energía.

La Figura 4 (abajo) muestra los ingresos anuales estimados por respuesta de frecuencia, tanto para nuestra batería restringida como para su gemela sin restricciones. (Calculamos estos ingresos utilizando los precios de referencia ponderados por volumen mensual de 2021, tanto para Dynamic Containment de baja frecuencia como para Firm Frequency Response). En FFR, nuestra batería restringida se retira del servicio en los bloques EFA 3-5, para cada mes en el que haya un día de máxima generación solar (usando los datos de 2021). En DC, nuestro activo se retira del servicio en los bloques EFA 3-5 en los días específicos de máxima generación solar. Ambos escenarios suponen la aceptación en esos mercados —cuando ocurre— a plena capacidad.

• Nuestra batería restringida ve reducidos sus ingresos de FFR en un 24%, y los de DC en un 6%.
• Esta diferencia se debe a la duración de los contratos. En FFR, los activos deben comprometerse a prestar el servicio durante todo el bloque EFA aceptado durante cada día del mes. Por lo tanto, nuestra batería restringida debe retirarse durante todo el mes. DC, en cambio, se contrata con un día de antelación (también por bloque EFA). Esto permite que la batería siga prestando el servicio en los días que no coinciden con picos de generación solar.

Esto parece relevante ahora, pero el panorama está cambiando

La retirada del servicio FFR se acerca —se espera hacia finales de 2022. Esto significa que, el próximo verano, los activos con este tipo de restricción no tendrán que preocuparse por abandonar un servicio de respuesta de frecuencia durante todo un mes. (Toda la gama de servicios Dynamic se contrata con un día de antelación). Además, los activos con esta restricción solo tienen prohibido prestar servicios de baja frecuencia (exportación). El lanzamiento de los servicios de alta frecuencia (importación) ofrece una oportunidad para que los activos restringidos participen en estos mercados, ya que pueden seguir importando durante los periodos de restricción.

Oportunidad de carga

Además de las oportunidades en los mercados de respuesta de alta frecuencia, los activos restringidos también pueden optar por cargar durante las horas de máxima generación solar en las que su exportación está limitada. En los últimos cinco años, ha habido nueve casos de precios negativos de desbalance durante esos periodos en los que los activos habrían estado restringidos (7am-7pm, en los 40 días de máxima generación solar). Los precios negativos significan que se paga a los activos por cargar. El precio medio de desbalance durante estos periodos fue de £16,59/MWh. La Figura 5 (abajo) muestra los precios de desbalance durante estos periodos.

¿Debería considerarlo?

Las oportunidades de arbitraje más rentables suelen darse en los meses de invierno, cuando la generación solar es más baja. Esto significa que el impacto en los ingresos de trading es menor que en verano. Además, los objetivos de contratación de servicios de respuesta de frecuencia suelen ser más altos en verano, ya que hay menos inercia en el sistema. Con los servicios de respuesta de frecuencia contratados con un día de antelación (por bloque EFA), los activos con acceso a una buena previsión solar deberían, en teoría, poder operar con flexibilidad en torno a esos periodos de restricción.

Entonces, aunque este tipo de restricción de exportación tendría cierto impacto en los ingresos de los sistemas BESS, dicho impacto podría minimizarse con una buena previsión y una optimización inteligente. Por ello, para los emplazamientos que tienen dificultades para obtener una conexión a la red sin restricciones, creemos que merece la pena considerar este tipo de acuerdo.