Francia ofrece una tarifa reducida que acelerará el crecimiento del almacenamiento de energía y elevará la TIR al 14,9 % en zonas de alta producción

Los operadores de baterías podrían experimentar importantes aumentos de rentabilidad en 2025, gracias al cambio en los incentivos de la red, según Aurora Energy Research.

Un nuevo análisis de Aurora Energy Research destaca cómo las zonas de alta producción en Francia, donde las tarifas de red reducidas fomentan la carga en las horas pico, presentan oportunidades para los operadores. El proveedor de análisis de los mercados energéticos globales proyecta que las baterías que ingresen al mercado el próximo año podrían lograr una TIR del 13,0%. La tarifa opcional TURPE 7 para baterías podría aumentar aún más los retornos (hasta el 14,9%) al reducir las tarifas de red en 32,6 €/MWh durante las horas pico de inyección.

Los hallazgos de Aurora destacan que, en áreas con una producción significativa de energía renovable y una demanda baja, la tarifa opcional ofrece incentivos para consumir electricidad durante períodos de baja demanda. Por el contrario, en áreas de alto consumo, la tarifa opcional ofrece incentivos para producir electricidad durante períodos de alta demanda.

Europa multiplicará por cinco la capacidad de baterías para 2030

En los últimos años, Europa ha experimentado un progreso extraordinario en la expansión de la capacidad de las baterías. La capacidad aumentó de 4,8 GW en 2022 a 7,1 GW en 2023, y solo este año se instalaron 3,7 GW adicionales, lo que eleva el total a 10,8 GW. Las proyecciones pintan un panorama aún más alentador: Aurora Energy Research estima que para 2030 se alcanzarán 51 GW de capacidad de baterías, impulsada por una sólida economía de los proyectos. Esto representa un aumento de cinco veces en solo cinco a seis años.

Si bien se ha visto la construcción de múltiples megavatios de capacidad en Alemania, Suecia e Italia, Gran Bretaña sigue liderando la carga. Gran Bretaña es un precursor absoluto en la industria de las baterías y aumentó su capacidad de 3,2 GW a 4,3 GW en 2024, lo que corresponde al 9% de la demanda en horas pico, lo que consolida su posición de liderazgo. El mercado de capacidad del Reino Unido ha sido fundamental para garantizar flujos de ingresos estables, contratados y a largo plazo para los operadores de baterías.

Sin embargo, el análisis del mercado de capacidad británico también expuso los desafíos de este año. A pesar de los planes para 2,2 GW de nueva capacidad en 2024 basados ​​en contratos del mercado de capacidad, solo se pusieron en funcionamiento 1,1 GW. Las limitaciones de la cadena de suministro, incluida la escasez de mano de obra y el aumento de los costos de los componentes clave, obstaculizaron la finalización de muchos proyectos.

Aragón se ha convertido en el destino favorito de los centros de datos. Y ya amenazan con consumir la mitad de su energía

Estos últimos años, España se ha convertido en el objetivo de las grandes tecnológicas. Desde Meta hasta ACS, pasando por Microsoft, Amazon o Google, parece que todas quieren su porción del pastel de suelo —y red eléctrica— del país para instalar sus centros de datos. Una de las comunidades más atractivas para estas instalaciones es Aragón, donde Amazon o Microsoft tienen grandes planes.

El problema es que se estima que, para 2030, estos centros de datos consumirán la mitad de la electricidad de la comunidad.

Acelerón. Hace unas semanas, el Gobierno de Aragón presentó el 'Plan Energético de Aragón 2024-2030'. El documento hace un repaso de las últimas políticas y compara con la situación actual, pero también con la que estiman de cara a los próximos seis años, con datos muy interesantes. Por ejemplo, declaran que, desde 2020 hasta finales de 2023, la comunidad incrementó la potencia de energía eólica instalada en un 18%, mientras que la solar aumentó en un 56%. Son datos en la línea de una media nacional que ha permitido que España tenga un excedente de energía procedente de las renovables.

En noviembre del año pasado, un informe de la consultora Aurora Energy Research mencionó los puntos por los que España es una ubicación privilegiada para la instalación de centros de datos. Más allá del excedente energético o la situación con las renovables, se trata de un punto estratégico con respecto a América, África y el resto del continente, así como la disponibilidad de terrenos amplios para las instalaciones.

Esperan que las renovables aumenten significativamente: un 20,9%, pasando de 615,3 ktep a 744,1 ktep. Y sólo queda ver si ese aumento en las renovables es suficiente para alimentar a los tragones centros de datos cuando necesitan los picos de energía.

España, el paraíso de la energía barata, clave para atraer demanda

En la actualidad, el sistema eléctrico está viviendo un cierto desequilibrio entre la oferta y la demanda. Estos años atrás el consumo eléctrico ha caído, en buena parte, por la industria, castigada por los altos precios de la energía.

Pero el exceso de oferta, de generación renovable en el mix eléctrico, abre una ventana de oportunidades para que el mercado encuentre la posibilidad de equilibrar ese mercado.

El objetivo no es otro que atraer nueva demanda eléctrica o hacer que la industria se instale en España. Y para ello es clave tener un coste energético bajo. Y España lo tiene y lo va a tener en los próximos años.

Así lo aseguraron en el I Foro Industrial que organizó este jueves El Periódico de la Energía los representantes de AFRY y Aurora Energy Research, las dos principales consultoras de previsión de precios de energía en el mercado europeo.

"Tenemos una situación buenísima para atraer data centers y nueva industria. Tenemos gas más barato, probablemente que el resto, más renovables y, por tanto, electricidad más barata, y encima estamos en la mejor situación geográfica. Claramente, la situación es inmejorable al tener la energía más barata de Europa", afirmó Javier Revuelta, Senior Principal de AFRY.

Una de las claves es aprovechar el gas barato que España puede tener frente a sus rivales europeos. Con el gas ruso fuera del tablero de juego, Alemania ya no tendrá gas barato. "Alemania la ha liado muy parda cerrando sus nucleares", explicó Revuelta.

España se posiciona como un eje clave para el crecimiento global de los centros de datos

Se prevé que el mercado mundial de centros de datos supere los 622.000 millones de euros para 2030, duplicando la capacidad instalada actual. En España, factores como el acceso a energía renovable competitiva, la avanzada red de telecomunicaciones con conexiones estratégicas hacia América, África y Europa, y una reserva de talento tecnológico, colocan al país como un destino prioritario para inversiones.

Además, la disponibilidad de terrenos en áreas de baja densidad poblacional es otro factor determinante. Según estimaciones, España podría alcanzar casi dos gigavatios de capacidad instalada en centros de datos hacia finales de esta década, consolidando su relevancia en el mercado europeo.

¿Cómo de rentables van a ser en España los sistemas de baterías para almacenar energía solar?

Aurora Energy Research, empresa especializada en el análisis del mercado eléctrico, ha anunciado hoy el lanzamiento de Chronos Iberia, "una herramienta fundamental para evaluar la rentabilidad de los activos de almacenamiento, especialmente en áreas con alta penetración de energías renovables como España y Portugal". Aurora estima que la península podría alcanzar los seis gigavatios (6.000 megavatios) de almacenamiento en baterías de aquí a seis años (horizonte 2030).

Porque el que logre almacenar electricidad solar barata y ofertarla al mercado en las horas punta, a las diez de la noche, por ejemplo, obtendrá una ventaja competitiva explícita. El sector es consciente y de ahí que sea creciente la demanda de tecnologías de almacenamiento capaces de desplazar la generación de períodos de exceso de oferta (entre las diez de la mañana y las ocho de la tarde) a períodos en los que no hay recursos renovables suficientes como para satisfacer la demanda. Pues bien, en ese marco, Aurora Energy Research ha decidido lanzar Chronos Iberia, una herramienta (software) que permite "una evaluación simple y precisa de los principales ingresos para las baterías". La compañía ha desarrollado esta herramienta para el mercado ibérico de electricidad, tras su exitoso lanzamiento -explica- en Gran Bretaña e Italia y porque estima que el mercado de baterías en la península podría girar en torno a los seis gigas para 2030.

Las baterías ahorraron a la red de Texas 750 millones de dólares

Las baterías en ERCOT desempeñaron un papel esencial para mantener las luces encendidas durante el calor extremo del verano de 2023 y liberaron más de 3GW de centrales eléctricas de gas natural durante las horas críticas

Desde 2020, Texas ha experimentado tormentas invernales extremas, veranos calurosos que han batido récords y un rápido crecimiento de la demanda eléctrica que han puesto a prueba la red eléctrica del estado. Las condiciones en Texas este año indican que el próximo verano será otro entorno difícil. Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en Texas ayudan a reducir el impacto y el coste de las condiciones meteorológicas extremas, según un nuevo informe de Aurora Energy Research, proveedor líder mundial de análisis del mercado energético.

En los últimos tres años en Texas, las empresas han construido sistemas de almacenamiento de energía en baterías a un ritmo acelerado. Según el informe, las instalaciones BESS ya han demostrado ser un componente crítico de la combinación energética de Texas, ayudando al estado a mantener una energía fiable, rentable y despachable en momentos de alta demanda. Han contribuido a resolver la dinámica del sistema creada por la intermitencia de las energías renovables y las difíciles condiciones de funcionamiento de la red, agravadas por las inclemencias meteorológicas. El informe concluye que, tanto en condiciones normales como extremas, las baterías han contribuido a reducir los costes del sistema, al tiempo que han permitido aumentar la generación de gas natural.

“Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías en Texas han sido objeto de un creciente escrutinio, pero nuestro análisis muestra que las baterías han aumentado la fiabilidad y reducido los costes para los tejanos durante los días críticos, como la tormenta de invierno del pasado enero”, dijo Olivier Beaufils, ERCOT Market Lead en Aurora Energy Research.

“Curiosamente, esto no se ha producido a expensas de la generación por gas".

El informe proporciona un análisis independiente, basado en hechos y cuantitativo, a las principales partes interesadas y a los responsables políticos mientras continúan trabajando en la fiabilidad de la red y el diseño del mercado en ERCOT.

El negocio de las Garantías de Origen renovable, el nuevo ‘boom’ que vivirá España gracias a las baterías y el hidrógeno verde

El negocio de las Garantías de Origen (GO) de energías renovables está de enhorabuena. Un reciente informe de Aurora Energy Research espera que el mercado de Garantías de Origen (GO) crezca sustancialmente: se estima que alcanzará un tamaño de 3.700 millones de euros para 2030 y que las cancelaciones de GO aumenten en más de un 80 % desde 2022.

Uno de los mercados estrella de estas GO en Europa será España. Y lo será gracias a la nueva manera de controlar la energía verde, es decir, de las GO horarias.

Las GO por hora son cruciales para un seguimiento preciso del uso de electricidad y la producción de hidrógeno verde. La regulación de la UE exige GO cada hora para 2030 como una de las tres formas en que el hidrógeno producido en el país puede considerarse verde, lo que convierte su implementación en un componente central de la transición energética.

Jannik Carl, investigador asociado de Aurora Energy Research, comentó: “Si los mercados cambiaran a un sistema de GO locales y por horas, los ingresos para los operadores de sistemas de energía renovable podrían aumentar. Al modelar España en 2030, encontramos un aumento potencial de los ingresos de GO en todas las tecnologías de al menos un 33% en comparación con el sistema actual”.

En 2030, se estima que los precios horarios de GO en el mercado español serán 2,5 veces más volátiles que los precios del mercado diario en el mismo período, lo que pone de relieve el riesgo para los compradores de comprometerse a igualar el 100% de su perfil de carga con generación verde en un horario sin contar con una estrategia de adquisiciones adecuada.

España muestra “signos prometedores” y “atractivas oportunidades de inversión” para el almacenamiento, según Aurora

Europa está a punto de experimentar un aumento significativo en el almacenamiento de energía en baterías a gran escala. En el tercer trimestre de 2023, Europa alcanzó 7,1 GW de capacidad BESS, que se multiplicará por siete hasta alcanzar los 51 GW en 2030 y los 9.8 GW en 2050, según recoge la 3.ª edición del Informe sobre el atractivo de los mercados europeos de baterías que acaba de publicar Aurora Energy Research.

Estas nuevas adiciones de capacidad representan una oportunidad de inversión total de 78.000 millones de euros hasta 2050, incluidas las oportunidades de repotenciación, según la consultora.

Si bien Gran Bretaña, Italia e Irlanda son “mercados destacados para el almacenamiento en baterías en Europa”, España y Grecia “están mostrando signos prometedores, y presentan atractivas oportunidades de inversión”, dice Aurora, que examina en su informe 24 países europeos.

Los principales actores tienen varios atributos en común: sólidos diferenciales, fuerte apoyo político y remuneración del mercado de capacidad, que proporciona a los inversores ingresos contratados a largo plazo, aunque difieren ampliamente en cuanto a la madurez y el tamaño de los mercados. Gran Bretaña lleva mucho tiempo a la cabeza de las inversiones en baterías, y cuenta con la mayor capacidad instalada, así como con la mayor capacidad en proyectos. Por otro lado, el ambicioso objetivo de Italia de alcanzar 9 GW de capacidad de baterías para 2030, junto con la apertura de sus mercados auxiliares a los BESS y el fuerte potencial de ingresos del Integrated Single Electricity Market (I-SEM) de Irlanda con la ampliación de las lucrativas tarifas DS3, también los convierten en mercados atractivos para explorar.

Pero Aurora también recalca “oportunidades emergentes identificadas en España y Grecia”, impulsadas por un sólido apoyo público, que incluye subastas públicas para la asignación de capacidad. Las subastas dedicadas al almacenamiento en baterías autónomas o combinadas con activos renovables en Europa han subvencionado, hasta la fecha, al menos 1,8 GW de baterías en Alemania, Grecia y España; las próximas subastas podrían adquirir más de 15 GW en toda Europa para 2030, en particular 9 GW del nuevo mecanismo de adquisición de capacidad de almacenamiento de Italia, MACSE, cuyo objetivo es cubrir tanto los costes de capital como los operativos.

“Las perspectivas de despliegue del almacenamiento en baterías dependen en gran medida de la política y la regulación energéticas”, explica en el informe.

España podría eliminar los ‘vertidos económicos’ de renovables en 2035 con almacenamiento de larga duración

El borrador del Plan Nacional de Energía y Clima (PNEC) para 2023 prevé que la capacidad renovable instalada aumente un 173% entre 2022 y 2030, lo que permitirá que las energías renovables representen el 81% de la generación total de electricidad en 2030, frente al 42% en 2022. Aunque un aumento de esta magnitud reduciría las emisiones y contribuiría a bajar los precios mayoristas de la electricidad, también amenaza con crear un grave problema para los generadores.

El “vertido económico” se produce cuando los generadores deciden reducir su producción porque sus costes de funcionamiento superan el precio del mercado mayorista de la electricidad. A medida que aumente la capacidad instalada de generación de energía renovable y bajen los precios de la electricidad, serán más frecuentes los casos en que los generadores no puedan recuperar sus costes de funcionamiento, lo que podría disuadir de seguir invirtiendo en el sector.

Según Aurora Energy Research, si España instalara 85 GW adicionales de capacidad de generación renovable de aquí a 2030 -un poco menos de lo previsto en el NECP-, el 5% de la generación total de electricidad renovable entre 2025 y 2035 se desperdiciaría debido a vertidos económicos. El volumen de energía restringida-121 TWh- equivale a algo menos de dos años de consumo eléctrico doméstico en España.

España puede resolver este problema mediante el almacenamiento de energía de larga duración (LDES). Aurora define LDES como las tecnologías que almacenan energía entre 8 horas y cuatro días, como las nuevas centrales hidroeléctricas de bombeo, las baterías de flujo y el almacenamiento de aire comprimido. El despliegue de 15 GW de almacenamiento de energía eléctrica, junto con un ambicioso crecimiento de las energías renovables, eliminaría los vertidos económicos para 2035, según muestra el modelo de Aurora.

La fiebre del hidrógeno verde alcanza los 1.125 gigavatios en proyectos por todo el mundo

A pesar de las presiones inflacionistas y de unos mercados de materias primas cada vez más complicados, la capacidad de los proyectos de electrolizadores previstos en todo el mundo ha aumentado hasta los 1.125 GW, según muestra la última edición de la base de datos mundial de electrolizadores de Aurora Energy Research. Desde la publicación de la edición anterior en octubre de 2022, la cartera mundial de proyectos ha aumentado en 168 GW, es decir, un 18%.

A medida que crece el consenso en torno a la necesidad de una rápida descarbonización y se acelera la carrera mundial hacia el Net Zero, también lo hace la carrera para producir hidrógeno. La posible alternativa de emisiones cero al uso de combustibles fósiles en múltiples sectores económicos se ha beneficiado enormemente del impulso para reducir la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles en el último año, añadiendo un nuevo valor a la producción de hidrógeno y un nuevo impulso para su construcción.

A pesar del impulso, la instalación de 1 TW de capacidad de electrolizadores sigue siendo una realidad lejana: el 86% de la cartera global se encuentra en la fase inicial de planificación del desarrollo, lo que significa que los proyectos carecen de detalles clave como ubicaciones específicas, proveedores de tecnología o plazos de hitos objetivo, y solo el 1% de la cartera está en construcción.

El precio medio al por mayor del hidrógeno bajo en carbono bajará de 7 euros/kg en 2025 a 2,8 euros/kg en 2050, según muestra el nuevo modelo de mercado europeo del hidrógeno de Aurora. El descenso de los precios de la electricidad en todo el continente, impulsado por la expansión de la capacidad de generación de energía renovable, hará bajar el precio medio del hidrógeno bajo en carbono a finales de la década de 2020. A más largo plazo, los precios caerán a medida que las importaciones entren en el mix de suministro y desplacen del mercado a la producción nacional, más cara, según Aurora.

Los grandes proyectos de baterías a gran escala llegan a España para dar estabilidad a la red

Stand Alone. Si no conoce estas palabras, grábeselas a fuego porque han venido para quedarse. Se trata de una modalidad de almacenamiento con baterías que lo que hace es conectarse directamente a la red de transporte y actúa por su cuenta sin necesidad de una planta generadora. Coge energía de la red en momentos de máxima generación solar a precio muy barato y vende en momentos de mayor necesidad, demanda cuando el precio es más alto y ayuda a reducir el pico.

Estas necesidades de almacenamiento las necesita el mercado. Ya se están viendo importantes curtailments en el sistema a las horas solares, sobre todo, los fines de semana, cuando hay baja demanda, pero ya incluso se están viendo durante días laborales.

Esto hace que surja mayor interés por el almacenamiento con baterías. Tanto es así que el Ministerio para la Transición Ecológica ya ha recibido los primeros grandes proyectos de almacenamiento a gran escala en España, buena parte de ellos, en la modalidad de stand alone.

España necesita almacenamiento cuanto antes: los vertidos se disparan y alcanzan el 15%

Europa instalará más de 95 GW de baterías a escala de red para 2050, según Aurora Energy Research