Durante septiembre, analizamos el desarrollo futuro, el almacenamiento de energía en baterías co-ubicadas, el impacto en los ingresos de las grandes baterías y la viabilidad comercial de los sistemas BESS de larga duración. También examinamos cómo el Mecanismo de Balanceo contribuyó a alcanzar el mayor ingreso diario desde octubre de 2023. Además, reflexionamos sobre el rendimiento de las tasas de omisión en 2024 y otras tendencias clave de baterías de este año.
A continuación presentamos un resumen rápido de los hallazgos clave de la investigación de septiembre.
Resumen de septiembre
- Los ingresos del Mecanismo de Balanceo fueron un factor clave para el mayor ingreso diario de BESS en septiembre desde octubre de 2023.
- A pesar de registrar el mayor ingreso diario en casi un año, septiembre fue el cuarto mes con más ingresos en 2024 hasta ahora.
- Las tasas de omisión para acciones energéticas en el Mecanismo de Balanceo mejoraron del 90% en 2023 al 76% en agosto de 2024, aunque las acciones marcadas por el sistema siguen rezagadas.
- El webinar del Programa de Balanceo del tercer trimestre de NESO destacó próximas actualizaciones en la gestión de restricciones y optimización del despacho de baterías.
- Para 2030, se espera que la caída del Capex de baterías haga que sean más rentables que las hidroeléctricas de bombeo para duraciones de hasta 10 horas.
- Podríamos ver nuestra primera batería de 300 MW tan pronto como el próximo año. Las baterías grandes por encima de 300 MW enfrentan restricciones de velocidad de rampa que limitan la flexibilidad comercial, pero pueden compensarlo operando con despachos más largos y menos frecuentes.
- Al analizar las baterías existentes en Gran Bretaña, la degradación promedió un 4% después de 365 ciclos, con algunos sistemas alcanzando hasta un 11%.
- En la ronda AR6 de CfD, se planea co-ubicar 1,4 GW de almacenamiento en baterías con proyectos renovables que obtuvieron contratos. Es la mayor capacidad hasta la fecha.
- A lo largo de 2024 hemos visto una relación más fuerte entre los ingresos de BESS y la generación eólica. La frecuencia de precios negativos de la energía está aumentando debido a la generación renovable subsidiada, con una proyección de 1.000 horas de precios negativos para 2027.
Los ingresos del Mecanismo de Balanceo, clave para el mayor ingreso diario de BESS en septiembre desde octubre de 2023
El martes 10 de septiembre, las baterías obtuvieron £97k/MW/año. Fue el mayor ingreso en un solo día desde octubre de 2023. Como gran parte de agosto, esto fue impulsado por mayores ingresos del Mecanismo de Balanceo. Ese día, las baterías ganaron £38k/MW/año gracias a despachos de Oferta.
Los bajos precios mayoristas de la energía hicieron que las baterías buscaran importar energía en períodos de baja demanda. Sin embargo, estos despachos fueron revertidos por despachos del Mecanismo de Balanceo, aportando flexibilidad ascendente para compensar el recorte eólico en Escocia. Las baterías ofrecieron 1,9 GWh de volumen de Oferta durante el mediodía. Obtuvieron ingresos por la diferencia entre el costo de importación mayorista y el precio de Oferta.
Lee el artículo completo para descubrir cómo una batería ganó 2,5 veces más que el promedio de la flota, aquí.
Reducción de Capex impulsa el desarrollo de baterías en los próximos 15 años
Como parte del informe de perspectivas de BESS en GB para el tercer trimestre de 2024, en septiembre analizamos la evolución de la inversión en baterías de distintas duraciones y las limitaciones prácticas en la tasa de despliegue.
Las perspectivas de inversión para nuevas baterías cambian a partir de 2028, tras un aumento de 5 veces en la capacidad instalada de baterías de dos horas y reducciones en el Capex.
Prevemos que las reducciones de Capex serán más pronunciadas para baterías de mayor duración, ya que una mayor proporción de sus costes proviene de las celdas, cuyo precio cae más rápido.
A medida que aumenta la capacidad renovable en los próximos tres años, habrá más oportunidades para operar entre días, donde las baterías de mayor duración tienen ventaja. Esto fortalece el caso de negocio para el almacenamiento de larga duración, que prevemos crecerá a un ritmo de 3 GW por año hasta 2040.
Descubre más sobre cómo la caída del Capex para baterías de larga duración mejora las perspectivas de inversión para baterías de más de cuatro horas frente a las de dos horas aquí.
(La actualización v3.2 del pronóstico para GB estará disponible en octubre de 2024. Esto implicará cambios en el desarrollo a largo plazo.)
¿Superará el BESS a otras tecnologías de larga duración?
Además de analizar el efecto de la reducción del Capex en el despliegue, en septiembre también profundizamos en el impacto sobre el almacenamiento de larga duración.
El almacenamiento de larga duración se define como de 6 horas o más, según el Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto, un área actualmente dominada por la hidroeléctrica de bombeo. Sin embargo, con la caída de los costes de Capex para los sistemas de almacenamiento en baterías, proyectamos un gran aumento en baterías con capacidad de 6-8 horas.
Los costes de Capex para BESS aumentan mucho más con la duración que para la hidroeléctrica de bombeo. Los proyectos de mayor duración requieren más celdas, el componente principal del Capex. Esto significa que la hidroeléctrica de bombeo es actualmente más barata para duraciones superiores a 6 horas.
Sin embargo, la reducción de los costes de las celdas podría cambiar esto. Para 2030, proyectamos que las baterías serán más baratas para duraciones de hasta 10 horas.
Lee el artículo completo para saber por qué esperamos un mayor despliegue de baterías de hasta 8 horas de duración aquí.
¿Cómo se comparan los ingresos de baterías superiores a 300 MW?
Además de analizar la viabilidad comercial del almacenamiento de larga duración, estudiamos el impacto en los ingresos de las grandes baterías, es decir, aquellas con una potencia nominal de 300 MW o más.
Las primeras baterías con potencia superior a 300 MW podrían entrar en operación el próximo año, y sistemas de hasta 1 GW estarían disponibles para 2027. Estas baterías enfrentan restricciones de velocidad de rampa que podrían significar ingresos mayoristas menores por MW.
Las restricciones de rampa ayudan a garantizar la estabilidad de la red, pero limitan la cantidad de energía que las baterías pueden comercializar, especialmente en despachos cortos. Sin embargo, las baterías más grandes pueden minimizar este impacto realizando menos operaciones, pero de mayor duración.
El análisis de septiembre encontró que, debido a esto, una batería de 1 GW podría ganar solo un 3% menos de ingresos mayoristas por MW que un sistema de 300 MW.
Para saber más sobre cómo las baterías grandes pueden influir en los precios de la energía y ser despachadas de forma diferente en el Mecanismo de Balanceo, lee el artículo completo aquí.
Tasas de omisión: ¿Cómo han mejorado para BESS en 2024?
Las tasas de omisión para baterías en el Mecanismo de Balanceo han mejorado en 2024, pero no para todos los tipos de acciones. Las acciones energéticas mejoraron del 90% a finales de 2023 al 76% en agosto. Sin embargo, las mejoras para acciones marcadas por el sistema han ido más lentas, abriendo una brecha del 18%.
Las acciones de restricción no se despachan actualmente a través de la Plataforma Abierta de Balanceo, por lo que no se instruyen mediante Despacho Masivo. En cambio, siguen dependiendo de procesos manuales heredados.
Lee el artículo completo para ver cómo variaron las tasas de omisión para baterías individuales aquí.
Webinar de septiembre: Cambios clave para BESS en el Programa de Balanceo desde el tercer trimestre de 2024
El jueves 26 de septiembre, NESO realizó su actualización trimestral del Programa de Balanceo. El webinar incluyó un repaso de los cambios y mejoras implementados de junio a agosto.
Agosto registró el mayor volumen de baterías instruido a través de OBP y el mayor volumen de baterías registrado hasta la fecha. En agosto, la sala de control despachó 81 GWh de volumen de baterías, con 73 GWh gestionados por OBP.
Para conocer otras mejoras del Programa de Balanceo, incluidas actualizaciones de gestión de restricciones, despacho de baterías y la transición hacia un optimizador nacional, consulta el artículo completo.
Degradación: El impacto en el almacenamiento en baterías en 2024
A menudo nos preguntan cómo afecta la degradación a las baterías existentes. Actualmente no hay datos públicos sobre degradación de baterías en Gran Bretaña. Por ello, analizamos datos de generación medida para estimar cuánta capacidad energética han perdido las baterías con el tiempo.
Según estos datos, las baterías se han degradado un 4% en promedio tras 365 ciclos.
En general, las baterías se degradan según lo esperado por la industria. A mayor número de ciclos, mayor degradación. Sin embargo, algunas baterías se han degradado hasta un 11% tras 365 ciclos y otras menos.
Factores como la tasa de ciclos, la profundidad media de descarga y la potencia de descarga pueden afectar las tasas de degradación.
Con las baterías ciclando y descargando más que nunca, lee el artículo completo para saber hasta qué punto estos factores impactan en la degradación aquí.
La co-ubicación de baterías alcanza los 1,4 GW en la última ronda de CfD en septiembre
En la ronda AR6 de CfD, 9,6 GW de proyectos renovables obtuvieron contratos, incluyendo capacidad de algunos proyectos que ya habían ganado en rondas previas. Las baterías no pueden participar directamente en el CfD, pero estimamos que se planea co-ubicar 1,4 GW de almacenamiento en baterías con proyectos renovables adjudicados.
Tras una cifra récord de 3,3 GW de contratos solares, 1 GW de almacenamiento en baterías podría co-ubicarse con algunos de estos proyectos. Los 400 MW restantes se prevé que se co-ubiquen con eólica.
El artículo completo incluye detalles sobre qué propietarios ganaron contratos y qué sitios planean co-ubicarse. Los suscriptores de Modo también pueden descargar la base de datos de baterías co-ubicadas. Todo esto se encuentra aquí.
¿Por qué ocurren precios negativos y por qué crecerán?
En lo que va de 2024 ha habido más de 150 horas de precios negativos en Gran Bretaña. Esto sigue a 107 horas en 2023 y solo 29 en 2022. Proyectamos que este crecimiento continúe hasta 2027, cuando podríamos ver 1.000 horas de precios negativos.
Este aumento se debe al crecimiento de la capacidad de generación subsidiada e insensible al precio. El 80% de la capacidad renovable actual no tiene incentivo para apagarse a £0/MWh.
Se espera que la capacidad total de estos generadores siga creciendo hasta 2027, lo que significa que la cantidad de periodos con precios negativos también aumentará hasta entonces. Después, una combinación de retiro de nucleares, vencimiento de subsidios y crecimiento de la demanda revertirá esta tendencia.
El artículo completo explica más sobre los precios negativos, incluido el papel creciente de los interconectores, y se puede consultar aquí.
Y por último: BESS en Gran Bretaña, diez tendencias clave en 2024
La exposición anual Solar & Storage Live se celebró a finales de septiembre. Nuestro responsable de mercados, Wendel, presentó las diez tendencias clave para los sistemas de almacenamiento en baterías en Gran Bretaña en 2024.
Durante su presentación, Wendel abordó tendencias como:
- Reducción de Capex y su efecto en la inversión en baterías
- Despliegue de baterías y la llegada de grandes proyectos
- Estrategias de ingresos cambiantes y su relación con la generación eólica
- Y muchas más
Si te lo perdiste, puedes encontrar la presentación completa en formato artículo en nuestra plataforma.
En el Podcast, Sarah Honan analiza la tarificación local y la energía descentralizada
Los temas de Transmission este mes incluyeron el análisis del impacto de la transición energética en las baterías dentro del Mercado de Capacidad y el debate sobre precios zonales versus nacionales. También se abordó la brecha de talento en energía y la visión general del gas natural y su relación con los precios eléctricos.
Sarah Honan, directora de políticas de la Asociación de Energía Descentralizada, se unió a Ed Porter para debatir sobre la tarificación zonal versus nacional y los elementos clave para una implementación exitosa de la flexibilidad de la demanda.
Otros temas tratados en septiembre:
- Lisa Waters, directora fundadora de Waters Wye Associates, sobre cómo aprovechar las baterías en el Mercado de Capacidad, los cambios regulatorios necesarios para una mejor integración y el proceso de implementación normativa en el Reino Unido.
- Seb Kennedy, editor fundador de Energy Flux, analiza la complejidad del gas natural, los mercados globales de gas y el papel cambiante del gas en la descarbonización del suministro energético.
- David Hunt, CEO de Hyperion Executive Search, aborda la brecha de talento en el sector de energías renovables, incluyendo los focos clave para la industria en la próxima década.
