Ofgem fue claro respecto a lo que buscaba en la primera ventana LDES: proyectos que maximicen el beneficio para los consumidores sin depender de su suelo. Está dispuesto a respaldar 11 baterías de ion-litio en la primera ventana de cap-and-floor, con duraciones de 8 a 18 horas, y según la evaluación económica, las baterías de mayor duración obtuvieron las puntuaciones más altas. Lo que no publicó son los números detrás de esas puntuaciones, que los desarrolladores necesitarán para la próxima ventana.

Ofgem ha evaluado el esquema como una buena oferta para los consumidores, basándose en su proyección de ingresos. Ofgem espera que los pagos cap-and-floor sean "en términos generales neutros a lo largo del tiempo en la factura directa", mientras que los proyectos de almacenamiento reducen los costes del sistema. En la práctica, los consumidores obtienen los beneficios del sistema de las baterías LDES sin pagar nada extra por ellas a través del esquema. El suelo lo hace posible al respaldar la financiación del proyecto.

Partiendo de la previsión de Modo Energy, una batería de cualquier duración se mantiene por encima de su suelo si se construye por £1,5 millones/MW o menos. Nuestra encuesta de capex para baterías de menor duración hoy en día sitúa solo los proyectos más cortos de la Ventana 1 por debajo de ese umbral. Sin embargo, las baterías de mayor duración construidas a costes similares a los de la subasta MACSE en Italia, o inferiores, lo superan en cualquier duración.

Si el esquema cap-and-floor LDES tiene éxito, la pregunta para las próximas rondas es hasta dónde llevarlo. Eso requiere un plan más claro de Ofgem (y NESO) sobre qué quiere construir y dónde.

Por qué esto importa para los inversores

La flota de baterías de 8,2 GW de GB se construyó sin subsidios ni esquemas de incentivos. Los desarrolladores eligieron los proyectos con mejores retornos, lo que dio lugar a una flota de baterías de corta duración.

El cap-and-floor es una vía diferente, y un posible punto de inflexión para el almacenamiento en GB. Su suelo reduce el coste de endeudamiento, y los proyectos que respalda Ofgem se eligen primero por su valor para el sistema y los consumidores, considerando los retornos como un filtro financiero y no como el objetivo principal. Los inversores interesados en una segunda ventana deben saber qué valora Ofgem y los obstáculos que debe superar un proyecto.

Cómo eligió Ofgem los proyectos

Ofgem comenzó puntuando el valor de cada proyecto para el sistema, en lo que llama la Evaluación Económica. La relación beneficio-coste representa el 40% del peso, la seguridad de suministro el 19%, la reducción de la limitación de renovables el 15% y la operatividad del sistema el 12%. Tres medidas menores completan el resto.

Luego ajustó esa clasificación de dos formas. Una Evaluación Financiera bajó de posición a los proyectos con un riesgo materialmente elevado de depender de los pagos del suelo. Una Evaluación Estratégica comprobó la viabilidad y la solidez de la clasificación de cada proyecto en diferentes escenarios.

Los proyectos de 16 a 18 horas promedian 97,2, frente a 71,5 para los proyectos de 8 a 12 horas. La seguridad de suministro y la reducción de la limitación explican la mayor parte de esa diferencia. Los proyectos más cortos solo obtienen mejor puntuación en operatividad del sistema.

En relación calidad-precio, los grupos de 16-18 horas y 8-12 horas están cerca, con 33,9 y 31,4. La relación beneficio-coste de Ofgem divide el beneficio del sistema de cada proyecto por sus propios costes presentados, así que que los proyectos de mayor duración se mantengan al ritmo sugiere que esperan construir por mucho menos de lo que implican los costes actuales.

La Evaluación Financiera luego despriorizó algunos proyectos. Dos proyectos de aire líquido que ocuparon el 10º y 11º lugar en economía fueron bajados, al igual que diez proyectos de flujo de vanadio y dos de bombeo hidroeléctrico. Los 11 proyectos de ion-litio pasaron todos.

La dirección de Ofgem es clara. Basándose en el asesoramiento de capacidad de NESO, señala que la modelización de capacidad muestra "una preferencia por activos de mayor duración en primera instancia". Lo que no ha publicado es cuánto más largas deben ser, o cuánto vale cada hora adicional.

Lo que ganan las baterías

Una batería de 200 MW y 2 GWh (10 horas) en el norte de Escocia gana £216k/MW/año de media entre 2030 y 2049, según la previsión central de ingresos de Modo Energy. Con 4 GWh (20 horas), gana £262k/MW/año: un 20% más por el doble de capacidad energética.