Los ingresos por almacenamiento de energía en baterías cayeron en julio, continuando la tendencia reciente vinculada a la generación eólica. Sin embargo, el mes también estuvo marcado por elecciones, la publicación de los últimos Escenarios Futuros de Energía (Future Energy Scenarios, FES) del ESO y novedades en mercados clave para el almacenamiento en baterías. Esto ofreció una variedad de temas para que nuestro equipo de investigación de modo en Gran Bretaña analizara.
A continuación, un resumen de toda la investigación publicada por Modo en julio sobre almacenamiento de energía en baterías en Gran Bretaña.
Los planes acelerados de renovables de Labour podrían beneficiar al almacenamiento en baterías
El 4 de julio de 2024, el Reino Unido eligió al Partido Laborista para liderar un nuevo gobierno. Su manifiesto incluye una aceleración de los compromisos de cero emisiones netas, con mayor capacidad renovable para 2030. Apuntan a duplicar la capacidad eólica terrestre, triplicar la solar y cuadruplicar la eólica marina para 2030.
Esto resultaría en 140 GW de generación renovable para 2030, un 43% más que en el escenario central actual de Modo Energy.
El aumento de la capacidad renovable se lograría en parte mediante la expansión de los contratos de Diferencia (CfD). El gobierno ya ha confirmado la primera etapa, con un aumento del 50% en el presupuesto para la próxima ronda de subastas.
El crecimiento en generación renovable reduciría los precios de la electricidad para 2030, pero también aumentaría los diferenciales de precios en el corto plazo. Junto con un incremento en los despachos del Mecanismo de Balance y el valor de los servicios auxiliares, esto sería una buena noticia para el almacenamiento en baterías.
Proyectamos que alcanzar los objetivos renovables de Labour incrementaría los ingresos de las baterías en promedio un 4% hasta 2030.
Descubre más sobre los objetivos renovables de Labour y el impacto en el almacenamiento en baterías aquí.
Pero a corto plazo, la construcción de nueva capacidad de baterías sigue siendo lenta
El segundo trimestre de 2024 mantuvo el bajo ritmo de incorporación de capacidad de almacenamiento en baterías visto en el primer trimestre. Solo 186 MW de nueva capacidad iniciaron operaciones comerciales en Gran Bretaña, tras los 184 MW del primer trimestre. Esto contrasta con los 400 MW trimestrales promedio añadidos durante 2023.
Cinco proyectos, de entre 16 y 50 MW, entraron en operación en el segundo trimestre. Entre ellos se encuentran los primeros sitios de SSE (Salisbury) y Atlantic Green (Buxton).
En nuestra actualización informamos inicialmente 136 MW de nueva capacidad, cifra que se ha elevado a 186 MW tras la puesta en marcha de Penwortham en junio.
El año del Mercado de Capacidad 2024/25 comenzará en octubre. Hay 1,4 GW de sitios no operativos con contratos de Mercado de Capacidad para 2024/25, y 1,1 GW de estos tienen prevista su entrada en operación en el tercer trimestre de 2024. Sin embargo, el bajo ritmo de construcción hace que proyectemos solo entre 150 y 430 MW de estos iniciando operaciones comerciales en el tercer trimestre.
En el escenario más optimista, estas proyecciones situarían la capacidad operativa de almacenamiento en baterías en 5,2 GW a finales de 2024, 1,5 GW por debajo de la capacidad en desarrollo.
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La capacidad de almacenamiento en baterías se está quedando atrás respecto a las proyecciones del último informe FES
El ESO publicó en julio su informe anual Future Energy Scenarios (FES) para 2024, que describe posibles caminos hacia la neutralidad de carbono en 2050. Este año el informe cambia de 'Escenarios' a 'Rutas', centrándose en trayectorias más concretas hacia el cero neto.
En 2024, el informe explora tres rutas: Transición Holística, Compromiso Eléctrico y Evolución del Hidrógeno. El ESO también incluye una ruta 'Contrafactual' que no logra alcanzar el cero neto en 2050.
La ruta con mayor flexibilidad de red (Transición Holística) implica el ritmo más acelerado de construcción de almacenamiento en baterías. Esta ruta requiere 27 GW de almacenamiento en baterías para finales de 2029, lo que supone que 23 GW entren en operación en los próximos cinco años.
En los últimos tiempos, el ritmo de construcción de almacenamiento en baterías se ha ralentizado. La primera mitad de 2024 registró la menor capacidad operativa nueva desde 2022, con un total de 370 MW, debido a retrasos en proyectos. Si se tienen en cuenta estos retrasos en la previsión a cinco años de Modo Energy, la capacidad de baterías en 2029 sería de 20 GW, lo que no cumpliría ninguna de las tres rutas de cero neto establecidas por el ESO.
Lee más sobre la última versión del FES y lo que podría significar para las baterías aquí.
Las diferencias geográficas empiezan a reflejarse en la operación y los ingresos de las baterías
141 unidades de baterías distribuidas por toda Gran Bretaña conforman los 4,1 GW de capacidad operativa de almacenamiento en baterías del país. La creciente diversidad geográfica de esta flota empieza a mostrar tendencias de ubicación tanto en la operación como en los ingresos.
Las zonas de Punto de Suministro de Red (GSP) suelen usarse para describir ubicaciones, pero lo más relevante es entre qué límites de transmisión se encuentra la batería. En última instancia, estos límites (y las restricciones dentro de ellos) determinan la mayoría de los despachos por el Mecanismo de Balance a nivel local.
El uso de una batería en el Mecanismo de Balance puede depender de qué lado de un límite se ubica. En épocas de restricción de red, las baterías del lado de generación pueden disminuir su potencia mediante Ofertas, mientras que en el lado de demanda pueden incrementarla usando Demandas.
Desde marzo de 2024, el almacenamiento en baterías en las regiones restringidas del norte de Escocia, Londres y la zona baja de B15 ha registrado ingresos superiores al índice GB BESS. Sin embargo, existe una diferencia cada vez mayor según la duración.
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Los factores de descuento del Mercado de Capacidad para baterías aumentarán
A principios de verano, el ESO propuso cambios en la metodología para calcular los factores de descuento de las baterías en el Mercado de Capacidad. Esto cambiaría la metodología a un enfoque de capacidad firme equivalente (EFC) 'escalada', que busca reflejar el beneficio de toda la flota de baterías para el sistema durante eventos de estrés.
El cambio al enfoque escalado aumenta los factores de descuento para casi todas las duraciones de almacenamiento en baterías en comparación con la metodología anterior. Esto implica que, si los precios se mantienen, las baterías podrían ganar un 29% adicional en el Mercado de Capacidad respecto a las últimas subastas.
No obstante, aunque las baterías verían un incremento frente a las subastas recientes, los factores de descuento seguirían siendo los segundos más bajos desde el inicio del Mercado de Capacidad, debido al descenso continuo causado por la duración limitada del almacenamiento en baterías.
Es probable que se eliminen las restricciones de rampa como parte de los cambios en la respuesta de frecuencia
En julio, el ESO consultó sobre cambios en el conjunto de servicios de respuesta de frecuencia dinámica. Si se implementan, los cambios afectarán a Dynamic Containment, Dynamic Moderation y Dynamic Regulation.
El mayor de estos cambios es la eliminación de las restricciones de rampa máxima para baterías contratadas en respuesta de frecuencia. Estas restricciones limitan la velocidad a la que las baterías pueden incrementar potencia en sentido opuesto a su contrato de respuesta, lo que puede costarles hasta un 12% de los ingresos por operaciones actualmente.
Junto con los cambios en rampas, el ESO propuso lo siguiente:
- Guía más estricta sobre gestión del estado de energía
- Nuevas penalizaciones por incumplimiento
- Requisitos ampliados para datos operativos de unidades no BMU
- Capacidad para dar instrucciones de desactivación y reactivación fuera de los periodos contratados
- Incremento del tamaño máximo de contrato a 100 MW
- Eliminación de banda muerta para unidades sin limitación de duración
- Capacidad para pagar directamente a proveedores secundarios
El ESO y Ofgem revisarán las respuestas a la consulta y, si se aprueban, los cambios entrarán en vigor en noviembre de 2024.
Para más detalles, consulta el artículo completo aquí.
Diseño final de Quick Reserve anunciado: el servicio se lanzará en noviembre
El ESO ha presentado el diseño final del servicio Quick Reserve, que se lanzará en noviembre de 2024. Es la segunda iniciativa para asegurar reservas firmes por adelantado, tras el lanzamiento de Balancing Reserve en marzo de 2024.
Quick Reserve está diseñado para ofrecer acceso a una respuesta energética rápida que ayude a gestionar los desequilibrios en la red causados por cambios en la generación renovable. Las baterías en el Mecanismo de Balance ya pueden ofrecer esta respuesta, pero contratarla con antelación dará al ESO mayor certeza sobre las reservas disponibles.
Los tiempos de rampa rápidos de 1 minuto hacen que las baterías y el almacenamiento por bombeo sean las únicas tecnologías capaces de prestar el servicio en ambas direcciones. Las renovables, como la eólica, podrían ofrecer Quick Reserve negativa.
Actualmente, las baterías aportan 1,9 GW de respuesta de frecuencia y reserva en cada dirección, casi la mitad del volumen total de almacenamiento en baterías instalado. El nuevo servicio Quick Reserve aumentará el volumen de servicios auxiliares para baterías en al menos 300 MW en noviembre de 2024, reduciendo la capacidad de baterías sin reservar.
Esto podría provocar un aumento de los precios de los servicios auxiliares cuando se lance el servicio. Sin embargo, el importante pipeline de nueva capacidad de almacenamiento en baterías hace prever que cualquier subida de precios será temporal.
Descubre más sobre el nuevo servicio en el artículo completo aquí.
Lanzamiento de la versión 3.1 de la previsión de ingresos de Modo BESS
En julio lanzamos la Versión 3.1 de la previsión de ingresos de baterías de Modo Energy. Esta actualización introduce Balancing Reserve y Generation TNUoS como estándar, elimina las restricciones de rampa en la respuesta de frecuencia e incluye una actualización trimestral de precios de commodities.
Los suscriptores de GB BESS Outlook pueden leer cómo estos cambios afectan a los ingresos proyectados en el artículo aquí.
También se celebró un webinar tras el lanzamiento, en el que Robyn y Wendel analizaron los cambios introducidos en la versión 3 del modelo de previsión. Mira la grabación completa a continuación.
Y... Ben Guest de Gresham House se une a Quentin en el pódcast para hablar de peajes
En junio, Gresham House y Octopus Energy anunciaron la firma de un contrato de peaje de dos años para 568 MW/920 MWh de capacidad de almacenamiento en baterías. Es el primer acuerdo de este tipo en el mercado británico y proporciona un retorno garantizado de ingresos sobre los activos al fondo de almacenamiento de energía de Gresham House.
Ben Guest, Director General de New Energy y gestor de fondos en Gresham House Energy Storage Fund, se unió a Quentin en el pódcast Transmission en julio para analizar el acuerdo.
