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7 lecciones aprendidas de proyectos de almacenamiento de energía al servicio del mercado mayorista

7 lessons learned from merchant energy storage projects

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Brian Warshay

Brian Warshay

Principal Subject Matter Expert, Energy Storage

Esta publicación es la 2da parte de una serie sobre almacenamiento al servicio del mercado mayorista.

Recientemente, publicamos la primera parte de esta serie, Desvelando la complejidad de los proyectos de almacenamiento de energía al servicio del mercado mayorista que compara las plantas de energía de combustibles fósiles típicas con las operaciones de almacenamiento de energía en los mercados al servicio del mercado mayorista. Esta publicación discutirá las consideraciones para evaluar los proyectos de almacenamiento de energía al servicio del mercado mayorista y ofrecerá sugerencias para administrar los riesgos asociados con la incertidumbre de las proyecciones de ingresos.

El almacenamiento al servicio del mercado mayorista es complicado, pero no imposible
A medida que el mercado de almacenamiento evoluciona, vemos que se espera que los proyectos con una proporción cada vez mayor de sus ingresos provengan del mercado al servicio del mercado mayorista en lugar de contratos firmes. Hace solo unos años fue todo lo contrario. Este apetito de riesgo cambiante ha obligado a los desarrolladores y prestamistas a comprender mejor los impulsores subyacentes y los riesgos asociados con los ingresos de almacenamiento al servicio del mercado mayorista. Las sugerencias a continuación representan las principales lecciones aprendidas de la evaluación de proyectos de almacenamiento comercial y ofrecen orientación sobre las mejores prácticas que se deben tener en cuenta al evaluar el riesgo de almacenamiento al servicio del mercado mayorista..

  1. Cree escenarios bajos, básicos y altos en torno a la volatilidad de los precios futuros, no los niveles de precios promedio futuros, para tener en cuenta el error de pronóstico de precios a largo plazo.
    Los niveles de precios promedio son importantes, pero los escenarios de bajos, básicos y altos ingresos deben enfocarse en cambiar la dinámica del mercado (por ejemplo, cantidades variables de penetración renovable; lea más en nuestro informe de Perspectiva de transición energética 2019) que resultan en diferentes niveles de volatilidad en lugar de escenarios con una gama de precios medios de electricidad bajos, medios y altos.
  2. Considere el envío de almacenamiento imperfecto para tener en cuenta el error de pronóstico del precio diario.
    Una vez que se establecen los pronósticos de precios para un escenario (ver arriba), el sistema de almacenamiento debe ser simulado para operar bajo esas condiciones de mercado para determinar los ingresos. En la práctica, los pronósticos de precios diarios son imperfectos: los ingresos operativos reales serán menores que los resultados simulados por computadora que suponen un conocimiento perfecto de los precios futuros. Deben tenerse en cuenta los ajustes para el error de pronóstico del precio diario al incorporar los resultados de la simulación de ingresos en los modelos financieros.
  3. Asegúrese de que las operaciones no violen las garantías de la batería.
    La maximización de los ingresos del comerciante desenfrenado podría resultar en operaciones de carga y descarga de la batería que violan las garantías de la célula y el sistema y reducen la vida útil del sistema. Si bien esta puede ser una estrategia a considerar, los impactos en la vida útil del sistema deben entenderse bien para evaluar las compensaciones asociadas con estrategias operativas más conservadoras. La Figura 1 ilustra el impacto en la retención de la capacidad de energía de la batería de diferentes regímenes de ciclismo, tal como está modelado por la herramienta BatteryXT de DNV GL.
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    Figura 1: Curvas de retención de capacidad de varios regímenes de ciclo para una batería de iones de litio típica [1]
  4. El tamaño del sistema de almacenamiento es complejo con muchas compensaciones.
    El tamaño debe considerarse tanto en términos de MW instalados como en la relación de MWh a MW. Los sistemas de mayor duración (mayor relación MWh a MW) tienden a tener una mayor flexibilidad para proporcionar servicios y son menos propensos a errores de pronóstico diarios debido a la mayor cantidad de horas operativas diarias.  Los productos de mayor duración tienden a tener costos unitarios más bajos en términos de USD/kWh pero costos generales más altos en términos absolutos en comparación con los productos de menor duración. Los ingresos del mercado tienden a aumentar con la duración de la descarga (para un tamaño de MW dado) pero con rendimientos decrecientes. Los valores actuales netos (VPN) no siempre aumentan con la duración (ver Figura 2). [2] 
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    Figura 2: Ingresos comerciales ilustrativos de un proyecto de almacenamiento en un rango de precios y duraciones (10 años de vida)  
    Las proyecciones de ingresos durante la vida de un proyecto se ven afectadas por la degradación de la capacidad. A medida que la capacidad se degrada, la duración efectiva del sistema disminuye. Los desarrolladores de proyectos generalmente deciden entre sobredimensionar un proyecto por adelantado y permitir que se degrade a un ritmo relativamente conocido o dimensionar de manera más conservadora por adelantado y planificar periódicamente las inversiones de aumento de capacidad durante la vida del proyecto. Algunos proveedores de sistemas ofrecen garantías de capacidad como parte de un acuerdo de servicio como una opción alternativa para gestionar activamente la degradación. Elegir entre estas opciones a menudo tiene que ver con la tolerancia al riesgo del desarrollador o propietario y una perspectiva sobre los precios futuros de la batería. El dimensionamiento también suele estar determinado por contratos, reglas y limitaciones de interconexión, limitaciones de espacio, restricciones de carga renovable, limitaciones de financiación y precios de almacenamiento, entre otros criterios. Por lo tanto, a menudo es difícil identificar el tamaño perfecto para un proyecto determinado.
  5. El emparejamiento con energías renovables no siempre maximiza el valor de almacenamiento.
    La carga dedicada renovable (eólica y solar) impone costos a los proyectos al restringir la carga a los períodos en que se generan las energías renovables y al reducir la producción neta del activo renovable (debido a las pérdidas de eficiencia de la batería). Las compensaciones deben cuantificarse cuando se consideran proyectos renovables de almacenamiento al servicio del mercado mayorista emparejado versus almacenamiento independiente. Las baterías que están conectadas a CC (corriente continua) a instalaciones de carga solar pueden tener limitaciones de descarga durante los períodos de tiempo en que la energía solar está produciendo debido a las limitaciones del inversor compartido.
  6. Entienda que la incertidumbre política es una certeza.
    Afortunadamente, el almacenamiento de energía es un activo increíblemente flexible. Dentro de sus limitaciones operativas y de diseño, las operaciones de almacenamiento se pueden modificar con actualizaciones de software para reflejar las nuevas reglas del mercado. Esto no quiere decir que el almacenamiento esté protegido de todos los cambios de política, simplemente que hay margen de maniobra a medida que cambian las condiciones, con sistemas de mayor duración que generalmente ofrecen más flexibilidad.
  7. Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del almacenamiento están determinadas por estrategias operativas.
    Es probable que la presión sobre los prestamistas para que inviertan en proyectos que mitiguen el cambio climático aumente el escrutinio de las emisiones asociadas con las operaciones de almacenamiento, los impactos de las emisiones que hoy se ignoran en gran medida. Medir los impactos de GEI de las operaciones de almacenamiento no es tan sencillo como lo es para los activos eólicos y solares. Los impactos de las emisiones de almacenamiento pueden cuantificarse utilizando tasas marginales de emisión de la red en el momento de la carga y descarga (en lugar de tasas de emisión promedio) para determinar qué emisiones de la red aumenta un proyecto de almacenamiento (cuando se carga) y se desplaza (cuando se descarga). DNV GL puede utilizar datos de emisiones marginales de organizaciones como WattTime para calcular las emisiones netas del despacho de almacenamiento. [3] Además, los operadores de almacenamiento pueden utilizar las señales de emisión para modificar el despacho y minimizar las emisiones. Esperamos que esta métrica se convierta en una consideración cada vez más importante para los inversores en todo tipo de proyectos de almacenamiento y en un factor crítico para los sistemas de almacenamiento que operan en mercados con precios de carbono.

Los proyectos de almacenamiento al servicio del mercado mayorista son complejos, pero los riesgos se pueden medir y gestionar con una planificación y análisis adecuados. Los mercados al servicio del mercado mayorista están evolucionando rápidamente en todo el mundo, muchos de ellos diseñados intencionalmente para incorporar más almacenamiento de energía. DNV GL continuará apoyando a sus clientes en el desarrollo de estos proyectos y se siente alentado por el trabajo innovador que tiene lugar en este segmento dinámico.

Si tiene alguna pregunta o comentario, no dude en comunicarse con nosotros aquí. Lea la Parte I de esta serie sobre el almacenamiento comercial.   


[1] Un ciclo se define como un kWh descargado por kWh instalado. Por ejemplo, una batería de 10 kWh que funciona a 2 ciclos por día descargaría 20 kWh cada día. La vida útil varía significativamente según el tipo de célula. En general, DNV GL supone que una batería alcanzará el final de su vida útil cuando su capacidad esté entre 60% y 70% de su capacidad inicial. Las garantías típicas garantizan una capacidad de aproximadamente el 70% de la capacidad inicial. 

[2] Tenga en cuenta que los resultados en la Figura 2 representan solo un ejemplo y no están destinados a ser representativos de todos los proyectos comerciales. 

[3] https://www.watttime.org/

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Principal Subject Matter Expert, Energy Storage