Tres mercados europeos están formalizando la adquisición de potencia reactiva a medida que la generación síncrona se retira. La licitación LT2029 de GB cubre 1.450 MVAr en tres zonas designadas; los operadores de red de Alemania proyectan un déficit de 27.000 MVAr para 2030. España, que no tenía mercado de potencia reactiva hasta 2025, está lanzando subastas competitivas diarias para reemplazar una obligación obligatoria de los CCGT que costaba a los consumidores 176 millones de euros al año.

¿Qué es la potencia reactiva?

Las redes eléctricas transportan dos tipos de energía. La potencia activa (MW) realiza el trabajo útil. La potencia reactiva (MVAr) mantiene los campos electromagnéticos que las redes de CA necesitan para funcionar. Ningún consumidor la paga directamente. Pero si se elimina, el voltaje falla.

La potencia reactiva es local: la frecuencia es aproximadamente uniforme en toda una red síncrona, pero el voltaje varía según la ubicación. Un excedente en el norte no soluciona un déficit en el sur.

¿Por qué la potencia reactiva se está convirtiendo en una oportunidad de ingresos para BESS?

Los generadores térmicos contienen máquinas síncronas que proporcionan potencia reactiva automáticamente, como condición de conexión a la red. Durante la mayor parte de la historia, la potencia reactiva no era un problema, porque las plantas térmicas siempre estaban en funcionamiento. Al retirarse, el grupo obligado disminuye junto con ellas.

El modelo de Modo proyecta que la generación síncrona en Gran Bretaña caerá del 55% al 33% de la mezcla entre 2026 y 2035. En España, la retirada nuclear reduce la generación síncrona en un 23% en términos absolutos mientras la producción renovable crece un 67%. Los operadores de red deben crear una señal de precio que antes no existía.

Los condensadores síncronos se construyen específicamente para la potencia reactiva y los operadores de red los están desplegando. No tienen capacidad de potencia activa ni otra fuente de ingresos. Los inversores eólicos y solares pueden proporcionar potencia reactiva, pero solo cuando generan y a costa de reducir la potencia activa disponible. BESS utiliza la misma arquitectura de inversor sin ninguna de estas limitaciones. Está disponible en cualquier estado de carga y un contrato de potencia reactiva se suma a otros ingresos en lugar de competir con ellos.

El panorama del mercado

Cada mercado sigue el mismo patrón: la generación síncrona se retira o deja de operar económicamente, su obligación de potencia reactiva desaparece y el operador de red crea un mercado para reemplazarla. Cómo se presenta el problema depende de la mezcla energética y la geografía de cada sistema.

En GB, la envejecida flota de gas implica un alto riesgo de pérdida de potencia reactiva en algunas zonas. En España, los CCGT siguen en funcionamiento y el coste de despacharlos para potencia reactiva va en aumento. En Alemania, el carbón y la lignita funcionaban como base continua a través de largas rutas de tránsito norte-sur, y los corredores de CC construidos para trasladar energía renovable al sur amplifican en lugar de aliviar la carga reactiva en su red de CA.

GB formalizó la adquisición de potencia reactiva y BESS ganó tres de los cuatro primeros contratos

La gestión del voltaje en GB costaba alrededor de £320 millones al año en 2022, aproximadamente £11 por hogar. Cada CCGT tiene una obligación obligatoria de potencia reactiva como condición de conexión a la red. Cuando cierra, esa obligación desaparece.

La mayoría de la flota de gas de GB se construyó en los años 90 y principios de los 2000 y está llegando o ha superado su vida útil de diseño. La renovación cuesta alrededor de £81/kW por una extensión de cinco años según el análisis de DESNZ, y esa cifra es anterior a las actuales tensiones en la cadena de suministro, impulsadas en parte por la demanda de centros de datos que compiten por los mismos componentes de turbinas.