Competitividad de renovables y almacenamiento descentralizado en el mix energético: Prospectiva a 2050

MÁSTER UNIVERSITARIO EN INVESTIGACIÓN EN EFICIENCIA ENERGÉTICA Y SOSTENIBILIDAD TRABAJO FIN DE MÁSTER COMPETITIVIDAD DE RENOVABLES Y ALMACENAMIENTO DESCENTRALIZADO EN EL MIX ENERGÉTICO: PROSPECTIVA A 2050 Estudiante Vicente García, Iván Director Campos Celador, Álvaro Departamento Ingeniería Energética Curso académico 2021-22 Bilbao, 26 de junio de 2022 EIB JUN-22 2 ÍNDICE RESUMEN ................................................................................................................................................ 4! 1!INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 5! 2!ESTADO DEL ARTE ........................................................................................................................... 6! 2.1!ESCALAS DE IMPLANTACIÓN DEL ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO .................................... 6! 2.2!TECNOLOGÍAS PARA EL ALMACENAMIENTO DISTRIBUIDO ................................................... 7! 2.2.1!Baterías .............................................................................................................................. 8! 2.2.2!Superconductores ............................................................................................................ 10! 2.2.3!Volantes de inercia .......................................................................................................... 10! 2.2.4!Pilas de combustible ........................................................................................................ 10! 2.2.5!Almacenamiento térmico sensible .................................................................................. 11! 2.3!TECNOLOGÍAS PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ........................................................... 12! 2.4!MARCO LEGAL. ESTRATEGIA DE ALMACENAMIENTO .......................................................... 12! 2.5!CONCLUSIONES .................................................................................................................... 14! 3!OBJETIVOS ..................................................................................................................................... 15! 4!METODOLOGÍA .............................................................................................................................. 16! 4.1!ALMACENAMIENTO ELÉCTRICO ........................................................................................... 16! 4.1.1!Desplazamiento de demanda mediante baterías ............................................................ 16! 4.1.2!Sistema de baterías con producción fotovoltaica ............................................................ 20! 4.2!ALMACENAMIENTO TÉRMICO ............................................................................................. 21! 4.2.1!Generación y almacenamiento centralizados. Discriminación horaria ........................... 21! 4.2.2!Red de baja temperatura ................................................................................................. 23! 5!CASO DE ESTUDIO ......................................................................................................................... 24! Almacenamiento eléctrico ........................................................................................................ 25! Almacenamiento térmico .......................................................................................................... 27! Escenarios de evolución de precios ........................................................................................... 29! Escenarios del trabajo ............................................................................................................... 30! 6!RESULTADOS ................................................................................................................................. 31! 6.1!ALMACENAMIENTO ELÉCTRICO ........................................................................................... 31! 6.1.1!Desplazamiento de demanda mediante baterías ............................................................ 31! 6.1.2!Sistema de baterías con producción fotovoltaica ............................................................ 33! 6.1.3!Reducción área estudio ................................................................................................... 35! EIB JUN-22 3 6.1.4!Escenarios de evolución de precios ................................................................................. 38! Reducción de precios. “Curva de pato” ..................................................................................... 38! Incremento del precio de la electricidad hasta 2050 ................................................................ 40! 6.2!ALMACENAMIENTO TÉRMICO ............................................................................................. 42! 6.2.1!Generación y almacenamiento centralizados. Discriminación horaria ........................... 42! 6.2.2!Red de baja temperatura ................................................................................................. 43! 6.2.3!Proyección de precios a futuro ........................................................................................ 44! Reducción de precios. “Curva de pato” ..................................................................................... 44! Incremento del precio de la electricidad hasta 2050 ................................................................ 44! 7!CONCLUSIONES ............................................................................................................................. 45! 8!BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................ 46! EIB JUN-22 4 RESUMEN Mediante este trabajo se ha pretendido realizar un análisis del almacenamiento descentralizado basándose en los beneficios que puede producir sobre el usuario final. Para ello se realizará una revisión bibliográfica que contemplará las diferentes alternativas de generación y almacenamiento distribuidos. Se presenta además la metodología empleada para realizar los análisis de viabilidad tecno económica de sistemas de almacenamiento de energía teniendo en cuenta diferentes escenarios, tanto presentes como futuros. Asimismo, también se ha tenido en cuenta la generación distribuida, basada en energías renovables, y cómo esta puede aumentar su potencial al ser combinada con un sistema de almacenamiento. Se ha estudiado el almacenamiento de energía de dos maneras, tanto desde el punto de vista térmico como el eléctrico, comprobando la alta relación que tiene su viabilidad con los precios horarios de la electricidad consumida. De esta manera se ha propuesto un caso de estudio sobre el que realizar los cálculos y obtener conclusiones, buscando el máximo acercamiento a un caso real. Se he elegido un distrito modelo y se han obtenido sus demandas horarias tipo a lo largo de un año, que han servido de base para plantear los escenarios deseados. Se comprueba por tanto como los sistemas planteados pueden cubrir las demandas propuestas además de suponer un ahorro económico y energético para sus usuarios, demostrando su viabilidad tecno económica en muchos casos. Asimismo, se puede comprobar que estos sistemas aumentan su potencial ante un escenario de aumento de precios de la electricidad, algo previsto en numerosos estudios. Por último, los sistemas propuestos pueden contribuir a la creación de comunidades energéticas, en las que el usuario final es dueño de su propia energía y puede gestionarla como mejor le convenga. Palabras clave: Almacenamiento eléctrico, generación distribuida, transición energética. EIB JUN-22 5 1 INTRODUCCIÓN En el contexto actual de crisis climática y energética, las energías renovables juegan un papel fundamental debido a su amplia disponibilidad, sencillez y escaso impacto medioambiental. Sin embargo, presentan un inconveniente, el cual es la imposibilidad de su predicción, así como su irregularidad. Ejemplos de ello son la energía solar, eólica o marina, las cuales son imposibles de planificar, además de que en numerosas ocasiones su producción no coincide con la demanda. Poniendo el foco en el sistema eléctrico de un país como puede ser España, la demanda eléctrica es relativamente constante a lo largo de los días, y puede ser prevista con relativa sencillez. Sin embargo, los recursos renovables son continuamente variables y la producción de electricidad y calor mediante los mismos crea importantes problemas a la hora de satisfacer demandas elevadas, pudiendo ser la producción temporalmente insuficiente. Es por ello que el almacenamiento energético se muestra por tanto como un aliado fundamental para lograr la descentralización de la generación eléctrica mediante energías renovables mejorando la fiabilidad de la red [1]. En cuanto a la generación, esta tiende a concentrarse en grandes centrales en las que se abastece a extensas superficies de territorio. La principal ventaja de este método es el abaratamiento de los costes de producción, produciendo grandes cantidades de energía empleando recursos habitualmente no renovables, cuyo precio también se reduce al consumirse a gran escala. Sin embargo, además del innegable impacto de la generación eléctrica mediante fuentes de energía no renovable, este planteamiento exige transportar la electricidad a largas distancias, lo cual lleva consigo importantes pérdidas de energía. Además, existen otros aspectos negativos como pueden ser el impacto de las líneas de transporte sobre los entornos que atraviesan, la vulnerabilidad de estas a averías y su elevado coste de construcción. Lo mismo sucede con la generación de calor basada en hidrocarburos, cuya escaseza y desigual reparto geográfico hace que tengan que ser transportados grandes distancias. En el lado opuesto se encuentra la generación distribuida, que en sus orígenes estaba también basada en hidrocarburos y su principal propósito era el de dotar de electricidad y calor a ubicaciones remotas aisladas de la red eléctrica. Gracias a la aparición de las energías renovables y el abaratamiento de sus costes este tipo de generación de electricidad y calor está al alcance de cualquiera y se plantea como una gran oportunidad de descarbonizar la economía y avanzar hacia la sostenibilidad energética. Sin embargo, tanto el almacenamiento energético como la generación distribuida pueden implantarse de diversas maneras, y es objeto de este trabajo el estudio de la viabilidad de la descentralización, tanto del propio almacenamiento como de la generación renovable. Es por ello que se debe tener en cuenta el método de implantación de este tipo de sistemas a la hora de estudiar tanto sus ventajas e inconvenientes como sus costes de implantación y funcionamiento. EIB JUN-22 6 2 ESTADO DEL ARTE 2.1 ESCALAS DE IMPLANTACIÓN DEL ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO A la hora de plantear un sistema de almacenamiento energético, es fundamental estudiar su escala de implantación. En este sentido, existen dos opciones fundamentales, que son el almacenamiento centralizado, en el que una empresa gestionaría su funcionamiento, y el distribuido, en el que cada consumidor es dueño de la instalación y gestiona sus excedentes, pudiendo beneficiarse económicamente de ellos [2]. En primer lugar, el almacenamiento centralizado consiste en la creación de una instalación común de la que se beneficiarán los usuarios de una misma red. Por ello, estos usuarios no tendrán control alguno sobre el sistema, ya que será la entidad operadora la que asumirá su funcionamiento. El principal inconveniente de este tipo de disposición es la necesidad de situarse en una ubicación próxima al centro de generación, pudiendo existir limitaciones espaciales o geográficas [3]. Un sistema de almacenamiento de electricidad centralizado permite actuar como respaldo de la red, aportando energía durante los picos de demanda o almacenando excedentes de un centro de producción, evitando tener que paralizar su funcionamiento cuando la demanda es menor. Además, permite una rápida y eficaz respuesta ante fallos en la red eléctrica, convirtiéndose en un sistema de respaldo fiable [4]. A pesar de ello, el almacenamiento centralizado no será objeto de este trabajo, en el que se profundizará en la descentralización. El almacenamiento descentralizado o distribuido, junto con energías renovables, permite a los usuarios de un sistema eléctrico producir y gestionar su propia electricidad, consumiéndola o vendiendo los excedentes generados [5]. Su principal inconveniente es la necesidad de emplear sistemas de almacenamiento de menor capacidad, lo que puede resultar demasiado costoso para muchos usuarios. Sin embargo, el almacenamiento distribuido se presenta como un aliado esencial de la generación distribuida, y un método eficaz para reducir el impacto medioambiental de la producción de electricidad y calor. Por otro lado, a la hora de clasificar los sistemas de almacenamiento de electricidad y calor, se debe tener en cuenta la escala temporal, la cual condicionará sus características y funcionamiento. A pesar de que puede darse un amplio número de rangos de tiempo desde la escala horaria hasta la estacional [6], en este estudio se tendrán en cuenta los más representativos, que serán el almacenamiento diario y el estacionario. El tipo de escala temporal empleada depende en gran medida de la tecnología de generación de electricidad que se emplee [7]. Por ejemplo, para el caso de baterías de litio, estas responden con una mayor eficiencia a una escala diaria, mientras que el hidrógeno puede ser almacenado durante meses a la espera de ser empleado para producir electricidad. A continuación, serán descritas las diferentes tecnologías para almacenamiento distribuido. EIB JUN-22 7 2.2 TECNOLOGÍAS PARA EL ALMACENAMIENTO DISTRIBUIDO Las diferentes tecnologías de almacenamiento eléctrico distribuido se pueden clasificar en función de diferentes criterios. Si se presta atención a su escala, se pueden diferenciar [8],[9],[10]: ● Almacenamiento a gran escala o Hidroeléctrica reversible o Almacenamiento térmico o Pila de combustible ● Almacenamiento en redes o Baterías o Supercondensadores o Superconductores o Volantes de inercia o Aire comprimido o Pila de combustible ● Almacenamiento a pequeña escala (usuario final) o Baterías o Almacenamiento térmico o Superconductores o Volantes de inercia o Pila de combustible Por otro lado, si se presta atención al principio físico en el que se basan, la clasificación de las tecnologías es la siguiente: ● Almacenamiento electroquímico o Baterías o Pila de combustible ● Almacenamiento térmico o Depósito de inercia o Materiales de cambio de fase ● Almacenamiento electromecánico o Hidroeléctrica reversible o Aire comprimido o Volantes de inercia o Aire comprimido ● Almacenamiento electromagnético o Superconductores o Supercondensadores Las diferentes tecnologías eléctricas citadas se muestran a continuación en un gráfico, el cual muestra tanto sus rangos de potencias como su capacidad de almacenamiento de electricidad. EIB JUN-22 8 Figura 1: Tipos de almacenamiento de energía. Fuente: Energy Storage Technologies for Electric Applications [11]. En la figura 1 se puede comprobar como las centrales de bombeo son capaces de almacenar una gran cantidad de energía, así como de proporcionar una elevada potencia de salida convirtiéndose, junto a la tecnología de aire comprimido, en una opción ideal para grandes sistemas, incluso como respaldo de la red eléctrica. Se puede extraer la conclusión de que, en la mayoría de los casos, existe una relación bastante estrecha entre la potencia de salida que un sistema puede ofrecer y su capacidad de almacenamiento. Además, es sencillo comprobar como las baterías y los supercondensadores son de las opciones más versátiles para almacenar energía a pequeña escala, como es el caso de este trabajo. Sin embargo, debido a que este trabajo se centrará en el almacenamiento distribuido centrado en el consumidor final, se contemplarán inicialmente solo los tipos de almacenamiento más adecuados para esta finalidad [12], los cuales serán en el caso de electricidad: baterías, superconductores, volantes de inercia y pilas de combustible, al ser estas las opciones más desarrolladas comercialmente. En el caso de almacenamiento térmico, se estudiará únicamente la implantación de depósitos de inercia, de nuevo por su elevada madurez tecnológica. 2.2.1 Baterías Las baterías son una de las maneras más comunes de almacenar energía. Su principio de funcionamiento es básico, convierte electricidad en energía química mediante reacciones entre compuestos en su interior. En el caso del almacenamiento distribuido, es de las opciones más extendidas debido a su precio cada vez más competitivo y su elevada compactación, especialmente en el sector de la edificación [13]. Además, las baterías son grandes aliadas de los sistemas de generación fotovoltaicos, ayudando a suavizar la demanda que una vivienda o consumidor puede tener a lo largo del día [14]. Existen diferentes tipos en función de sus compuestos principales, entre las que destacan las de iones de litio y las de ácido-plomo. EIB JUN-22 9 Las baterías de plomo-ácido han sido durante mucho tiempo la tecnología dominante para sistemas recargables a gran escala. Sin embargo, su elevado peso, baja densidad energética y de potencia y elevado impacto medioambiental ha impulsado el desarrollo de nuevas tecnologías de almacenamiento. Las de iones de litio tienden a ser la tendencia dominante de los nuevos sistemas de almacenamiento, ya que actualmente representan la mejor relación entre la presencia de mercado, precio, vida útil y densidad energética. Las reacciones redox son fundamentales para el funcionamiento de las baterías de iones de litio, siendo el litio un elemento reductor extremadamente eficiente y también uno de los más reactivos. El desarrollo progresivo ha llevado al uso de compuestos de litio más seguros como cátodo y electrolitos mejorados con menores cantidades de compuestos volátiles. La clave para la eficiencia de las tecnologías modernas de iones de litio es la intercalación reversible de iones de Li+ entre el cátodo y el ánodo, lo que permite recargar una batería de iones de litio con una mayor eficiencia. Además de las tecnologías de iones de litio, que ya son comerciales, un gran esfuerzo de investigación se está enfocando un gran esfuerzo en investigación de tecnologías alternativas de iones de metal para reducir el costo del metal de litio y mejorar las densidades de energía. Ejemplo de ellos son los iones de Na y iones de K, más baratos, pero con una vida útil más corta y menor densidad de energía. Los iones de Mg y Al son más seguros, más baratos, con densidades más altas pero baja ciclabilidad. Todos estos iones portadores de carga alternativos son altamente prometedores, pero presentan desafíos en comparación con la tecnología de litio. Otra tecnología alternativa dirigida a la mejora de la densidad energética son las baterías de metalaire. En este enfoque, uno de los electrodos se reemplaza por "aire" o, realmente, flujo de oxígeno, lo que evidentemente hace que toda la unidad sea mucho más ligera. Sin embargo, además del mayor voltaje de carga necesario para el funcionamiento, existen mayores inestabilidades en los electrodos y, potencialmente, mayores problemas de seguridad. Por ello, todavía es necesaria investigación en cuestiones fundamentales de la tecnología de metal-aire [15]. Las baterías, junto con un sistema de generación mediante energías renovables, pueden ofrecer una reducción de hasta la mitad de la demanda eléctrica de un hogar, en comparación con la misma situación sin su implantación [16]. En casos pueden hasta permitir la autosuficiencia de sus usuarios, hablando en términos de electricidad. Sin bien es importante tener en cuenta el impacto medioambiental asociado a este tipo de sistemas, está sobradamente demostrado que es significativamente menor a producir electricidad mediante fuentes convencionales y fósiles [17]. Por último, también se debe tener en cuenta la vida útil de las baterías, que es uno de sus principales limitantes, ya que en muchos casos puede resultar bastante reducida. A pesar de ello, es posible darles una segunda vida, empleándolas en sistemas que garanticen la fiabilidad del suministro eléctrico [18]. En este trabajo se analizará por tanto la implantación del tipo de baterías más comunes en el mercado, las de iones de litio. EIB JUN-22 16 4 METODOLOGÍA Para poder determinar la viabilidad de un sistema de almacenamiento distribuido deben tenerse en cuenta diversos factores que definan de una forma completa y fiable las condiciones que se presentarán a la hora de llevarlo a cabo en el emplazamiento deseado. Como se indicará más adelante, existirán numerosos condicionantes que limitarán en cierta medida la aplicación de esta tecnología, y que serán tenidos en cuenta en los cálculos. La principal premisa de este trabajo será la completa electrificación de las demandas energéticas de edificios, con el fin de poder ser cubiertas con tecnologías basadas en sistemas eléctricos, buscando así la máxima eficiencia. Para ello se estudiarán varios sistemas de almacenamiento y generación distribuida. 4.1 ALMACENAMIENTO ELÉCTRICO 4.1.1 Desplazamiento de demanda mediante baterías En este primer apartado se presentará la metodología propuesta para realizar el estudio de almacenamiento eléctrico distribuido. Los cálculos realizados tienen el objetivo de estudiar la viabilidad tecno económica de un sistema de almacenamiento eléctrico mediante baterías, contemplando también la posibilidad de ser complementado mediante generación renovable, concretamente de energía solar fotovoltaica. El sistema estará destinado a cubrir la totalidad de la demanda energética que se plantea, gracias a la electrificación de la demanda térmica mediante el uso de bombas de calor. Para ello se trabajará con demandas de edificios, tanto residenciales como del sector terciario, con el fin de establecer estrategias de funcionamiento y estudiar su viabilidad, especialmente desde el punto de vista económico. Se propondrá por tanto el uso de baterías eléctricas. Su principal ventaja en este tipo de aplicaciones es la de desplazar los picos de consumo para alejarlos de los del propio sistema eléctrico, en los que el precio de la electricidad alcanza su máximo diario. Para ello, las baterías se cargarán durante las horas de menor demanda y precio, y se aportarán la energía acumulada en las horas en las que el consumo sea mayor. La distribución de consumo se muestra en la figura 3. EIB JUN-22 17 Figura 3: Distribución de consumo eléctrico en España. Fuente: Red Eléctrica de España Inicialmente, el estudio se realizará en base a los precios de la electricidad basados en la tarifa PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor), también conocida como “regulada”. Esta tarifa, empleada por las comercializadoras de referencia, aplica un precio dinámico indexado al mercado mayorista de electricidad. En ella se establece una discriminación horaria en tres periodos en los que varía la aplicación de peajes y cargos regulatorios: punta, llano y valle. Para simplificar el modelo de cálculo, se establecerán los precios medios para cada uno de los tres periodos, que serán introducidos como variables con el fin de poder ser modificados para estudiar diferentes escenarios de costes. En la mayoría de casos presentados en la literatura, lo más habitual es la combinación de generación eléctrica mediante energías renovable con el almacenamiento de la misma mediante baterías. Sin embargo, en este trabajo se abordará también un enfoque más novedoso, que propone el uso únicamente de baterías para almacenar energía de la propia red, como método para aplanar la curva de consumo. Este planteamiento resulta menos común, en la mayoría de casos por el elevado coste de la instalación de baterías y su carga diaria. Es por ello que se propondrán diferentes estrategias de carga y escenarios mediante los cuales se buscará la rentabilidad de este tipo de sistemas, así como las condiciones idóneas que se deben alcanzar para que los mismos puedan empezar a ser considerados como alternativa competitiva. En el diagrama de flujo propuesto en la figura 4 se muestra la propuesta para la estrategia de carga del sistema de baterías durante cada día. Se realizará únicamente un ciclo al día debido a las restricciones que se detallarán más adelante. EIB JUN-22 18 Figura 4: Diagrama de flujo del funcionamiento del sistema de baterías. Fuente: elaboración propia Para poder cumplir esta estrategia sería necesario conocer de antemano la demanda horaria de cada día con el fin de poder evaluar en qué grado la capacidad instalada puede cubrir la demanda diaria. De esta manera se prioriza la descarga de las baterías durante las horas de mayor precio de la electricidad de la red, siempre que esto sea posible, especialmente si su capacidad no puede cubrir toda la demanda. Posteriormente, si las baterías disponen de excedentes suficientes después de su descarga en horas punta, se continuará con su descarga en las horas valle. La demanda cubierta por este sistema puede ser significativamente elevada, especialmente si se habla de edificios o distritos enteros, con lo cual se estudiarán diversas casuísticas con el fin de contemplar el mayor número de escenarios posible y que estos sean próximos a casos reales. En cuanto a la carga de las baterías, se planificará para realizarse durante la madrugada, donde el precio de la electricidad es el mínimo y consecuentemente supondrá un coste menor. De esta manera se desplaza el consumo eléctrico del día a la noche, especialmente el de las horas punta, que se sitúan en torno al mediodía. Para ello se propone el uso de una hoja de cálculo, mediante la cual se establecerán requisitos en función de demandas y capacidades disponibles. Partiendo de los datos horarios de demanda de un año completo, en la hoja de cálculo se introduce la capacidad de la instalación, medida en kWh. Asimismo, se introducen también los parámetros económicos correspondientes, como son el precio de la electricidad para los tres periodos, el coste de las baterías por kWh y los costes de operación y mantenimiento de la instalación. De esta manera, se realiza en la hoja de cálculo el análisis de si las baterías podrán cubrir la demanda y en qué medida. En primer lugar, en una celda se calcula para cada día si las baterías podrán cubrir la demanda del periodo punta. Para ello se realiza el sumatorio de la demanda del día en periodo punta. Si esta demanda es menor que la capacidad de las baterías, se dejará tal cual, pero si es mayor, se mostrará en la celda el valor máximo que estas pueden asumir, es decir, la capacidad máxima de almacenamiento del sistema. EIB JUN-22 19 Algo similar se realiza en otra celda para la demanda en periodo llano. En este caso se introduce la condición de que debe sobrar energía en las baterías después de ser cubierta la demanda en punta; de no ser así, no se cubrirá la demanda durante el periodo llano. Si por el contrario ha sobrado energía del periodo punta, será empleada para cubrir la demanda en llano siempre y cuando no exceda de nuevo la capacidad máxima de las baterías. Puede darse el caso de que existan excedentes aun cubriendo ambas demandas. A continuación, para cuantificar el ahorro que esto supone, se realiza la diferencia entre el coste que supondría cubrir esa demanda con la electricidad de la red y el coste de cargar las baterías en periodo valle. Este coste de consumo de la red se obtiene multiplicando la energía aportada por las baterías por sus respectivos precios horarios. Lo mismo sucede con el coste de cargar las baterías, que se obtiene multiplicando la energía aportada por estas durante cada día por el precio de la electricidad en valle. Realizando la diferencia citada, se obtiene el ahorro diario que supondría este sistema de almacenamiento. El funcionamiento de las baterías, como se comenta previamente, está limitado a un único ciclo diario, es decir, se descargará y cargará únicamente una vez al día. El principal factor condicionante es la distribución horaria de precios de electricidad en la tarifa PVPC. En ella solo existe un único periodo de precio reducido, que se da durante la noche, resultando inviable la carga durante el día que, aun realizándose en periodo llano, reduciría significativamente el ahorro. A continuación, se realizará un estudio de la viabilidad económica del sistema de almacenamiento planteado. Para ello, una vez obtenido el ahorro diario, se suman todas sus celdas, obteniendo el ahorro anual para la capacidad de almacenamiento determinada. Se definen además otras capacidades de interés que permitan caracterizar correctamente el estudio y permitan la comparación de diferentes tamaños de instalaciones, obteniendo de la misma manera el ahorro anual para cada una de ellas. Posteriormente se calcula también la inversión inicial asociada a cada una de las capacidades, en función de los precios de baterías definidos en el caso de estudio. El ahorro anual para cada caso se empleará, junto con el valor de inversión inicial, para calcular el payback simple y actualizado. El primero se calcula dividiendo la inversión inicial entre el ahorro anual. Sin embargo, el payback simple no contempla la inflación, por lo que se incluye también el actualizado. Este último se calcula mediante la siguiente fórmula, en la que 𝑟 corresponderá al valor de la depreciación. 𝑃𝑎𝑦𝑏𝑎𝑐𝑘(𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 =ln((1−𝑟∗𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛(𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜(𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙) ln((1+𝑟) Además, se incluirán los flujos de caja para el periodo de vida útil de la instalación, establecido en 10 años, en los que se tendrá en cuenta la inversión inicial y el ahorro en cada uno de los años. A partir de ello se podrá obtener el TIR o Tasa Interna de Retorno, la cual permitirá conocer la rentabilidad de la inversión para llevar a cabo la instalación. EIB JUN-22 20 Esta también equivale a la tasa de descuento con la que el valor actual neto (VAN) se iguala a cero, es decir, cuando los ingresos previstos (ahorros en este caso) se igualan a la inversión inicial). Se calcula mediante la siguiente fórmula, en la que 𝐼! corresponde a la inversión inicial, 𝐶" al flujo de caja o ahorros generados por la inversión cada año, 𝑁 al número total de años, 𝑛 a cada uno de los años calculados y 𝑟 al TIR. 𝑉𝐴𝑁 =−𝐼!+ E 𝐶" (1+𝑟)"=0 # "$% En este caso un valor del TIR mayor a la depreciación r significará que la instalación es viable económicamente ya que los ahorros son mayores a la inversión inicial en el periodo de tiempo establecido. En caso de un valor menor, la inversión no podría llegar a amortizarse antes del fin de su vida útil, con lo cual resultaría inviable. 4.1.2 Sistema de baterías con producción fotovoltaica Por otro lado, las ventajas del almacenamiento distribuido aumentan si junto a este se instala un sistema de generación renovable, que permite reducir significativamente los costes de fijos durante su operación. Por ello, se propone combinar el sistema de baterías con una instalación de paneles solares fotovoltaicos, con el fin de poder almacenar los excedentes que estos producen. Debido a la intermitencia e impredecibilidad de las energías renovables, estas en numerosas ocasiones no pueden cubrir por sí mismas la demanda deseada, al no coincidir los picos de consumo con los de demanda. Es por ello que un sistema de almacenamiento eléctrico permite encajar ambos, obteniendo el máximo potencial. Para ello, ya que se trata de un estudio de viabilidad tecno económica de carácter paramétrico, no se realizará un dimensionamiento de la instalación propiamente, sino que se estimarán los costes por kWh de energía que proporcionen los paneles solares fotovoltaicos. De esta manera se incluirá la inversión en la instalación y los costes de operación y mantenimiento en un único valor, que los asociará a la energía producida. Para ello se hará uso del software PVGIS, de carácter gratuito y desarrollado por la Unión Europea. En él es preciso introducir parámetros propios de la instalación fotovoltaica, tanto técnicos como económicos, así como la ubicación de estudio. A continuación, como manera de simplificar el cálculo, se integrará la producción fotovoltaica en el cálculo previo para el almacenamiento diario mediante baterías. Para ello, se emplea el balance anual ofrecido por la hoja de cálculo. En él, si el valor de la producción fotovoltaica es mayor a la energía cubierta por baterías, se interpretará que toda la demanda cubierta por estas será suplida por los paneles, ya sea de forma directa o almacenada. Por ello el coste en este caso se calculará como la energía cubierta por baterías multiplicada por el precio por kWh de energía producida por los paneles fotovoltaicos. Sin embargo, esta situación solo se dará en casos en los que la capacidad de almacenamiento sea muy reducida. EIB JUN-22 21 Para el resto de casos, en los que la producción fotovoltaica sea menor a la demanda cubierta por baterías, se multiplicará en una celda el coste de la energía cubierta por cada una de las tecnologías, priorizando siempre el consumo de la energía de las placas. De esta manera el ahorro anual será la diferencia entre los costes que existirían si no se implantase el sistema (comprando energía de la red) y los costes de cargar las baterías, ya sea mediante la red en periodo valle o mediante el sistema fotovoltaico. Es importante tener en cuenta ciertos limitantes que aparecerán si se decide implementar el sistema de generación fotovoltaica conjuntamente con el de almacenamiento de baterías cargadas mediante la red. En primer lugar, deberá existir un sistema de control que garantice únicamente una fuente de carga de las baterías, ya sea la red o los paneles fotovoltaicos, teniendo estos últimos preferencia debido al menor coste de la electricidad que producen y su carácter renovable. Además, se deben dimensionar correctamente las baterías y placas con el fin de evitar conflictos en su funcionamiento. Un ejemplo de ello puede ser que en un momento determinado las baterías se encuentren al 100% de su capacidad y que a la vez las placas fotovoltaicas cubran completamente la demanda y en consecuencia existan excedentes que no se podrán aprovechar. En ese caso, el sistema de control debe prever la existencia de excedentes eléctricos con el fin de que puedan ser almacenados en las baterías para su posterior uso, al tratarse de energía de muy reducido coste. Asimismo, el sistema de control también priorizará que se satisfaga la demanda eléctrica mediante las placas antes que, mediante las baterías, dejando estas últimas para horas en las que exista menor o nula producción renovable. Los resultados de la implantación de ambos sistemas se mostrarán en el apartado homónimo. 4.2 ALMACENAMIENTO TÉRMICO La segunda parte de este trabajo se centrará en el estudio tecno económico de un sistema de almacenamiento térmico distribuido. Para ello, al igual que en el caso anterior, se estudiará trasladar la demanda térmica a horas de menor coste con el fin de obtener un ahorro significativo, empleando un sistema de calefacción y agua caliente sanitaria centralizado a nivel distrito. Además, se propondrá en un segundo escenario la creación de una red de baja temperatura a nivel distrito que aumente el rendimiento de las instalaciones individuales del consumidor final. Para ello se parte de la electrificación la demanda térmica mediante el uso de bombas de calor y almacenamiento del calor producido. 4.2.1 Generación y almacenamiento centralizados. Discriminación horaria En este primer escenario, se propone trasladar, dentro de lo posible, el funcionamiento de la bomba de calor a las horas valle, es decir que el sistema funcione durante los periodos de menor coste y almacene la energía en un depósito de calor sensible. Para ello se usará como factor determinante el precio horario de la electricidad. De esta manera, se programará el funcionamiento del mismo para que emplee dos límites de temperatura en función del periodo horario en el que se encuentre, diferenciando entre horas valle y el resto. EIB JUN-22 22 Así, durante las horas valle, la bomba de calor se activará siempre que el depósito descienda de un valor de temperatura prefijado, preferiblemente elevado, para maximizar el funcionamiento durante las horas de menor precio. Sin embargo, durante las horas de mayor precio (punta y llano), el valor prefijado de temperatura por debajo de la cual se activará la bomba de calor será significativamente menor, permitiendo reducir el gasto energético. Para ello será necesario calcular el COP (Coefficient of Performance o Coeficiente de Rendimiento) de la bomba de calor, determinado por las condiciones en las que opera. Inicialmente se deben determinar las temperaturas de operación de la misma durante los dos periodos que se comentan previamente. La temperatura límite durante las horas valle será elevada para almacenar la mayor cantidad de calor posible en el depósito, pero a su vez no debe ser demasiado grande, ya que reduciría el rendimiento de la bomba de calor. Por tanto, el COP máximo para ambos casos se calculará mediante la siguiente fórmula, en la que 𝑇&' será la temperatura del flujo de calor útil generado por la bomba de calor y 𝑇( la temperatura del foco frío (agua de red). 𝐶𝑂𝑃)*+ =𝑇&' 𝑇&' −𝑇(= I 1− 𝑇( 𝑇&' J ,% Sin embargo, este método ofrece el valor máximo sobre condiciones estándar. Para obtener el valor real, se le aplicará el rendimiento del tipo de tecnología que se vaya a aplicar. Este rendimiento variará en función de si se emplean bombas de calor aerotérmicas, geotérmicas o hidrotérmicas [36]. Con todos estos datos de partida, se calculará la viabilidad de la instalación de generación y almacenamiento centralizados que distribuirán el calor a las viviendas y edificios del sector terciario ubicados en la zona. Para realizar este análisis, se propone de nuevo el uso de una hoja de cálculo, en el que en esta ocasión se introducirán las demandas térmicas horarias del área de estudio en kWh, así como el precio horario de la electricidad para cada uno de los periodos. Inicialmente se calculan los límites de temperatura sobre los cuales empezará a funcionar la bomba de calor. Existirán dos límites, uno para el periodo valle, y otro para los periodos llano y punta. De esta manera, el límite para el periodo valle será mayor que para el de llano y punta, permitiendo acumular más energía a menor coste en valle, y reducir el funcionamiento de la bomba al mínimo el resto del tiempo. Estos límites se calculan mediante la ecuación fundamental de la calorimetría, en la que 𝑚 corresponde a la masa de agua a calentar, 𝑐es el calor específico del agua y ∆𝑇 es el salto de temperatura, desde la inicial a la que se busca obtener. 𝑄 =𝑚∗𝑐-∗∆𝑇 EIB JUN-22 23 Obtenidos los límites de energía o calor que determinarán el funcionamiento de la bomba de calor, se analizará para cada hora la energía almacenada en el depósito o lo que es lo mismo, la temperatura del agua. Para ello, se introducirá una ecuación fundamental de funcionamiento. En ella, si la energía acumulada es mayor que el límite establecido para ese periodo, la bomba permanecerá apagada. Si por el contrario la energía es menor que el límite correspondiente, se activará la bomba de calor, calentando el agua hasta sobrepasarlo. De esta manera, se logrará un ahorro energético al maximizar el funcionamiento de la bomba de calor durante horas valle, acumulando calor para los periodos de mayor precio de la electricidad. 4.2.2 Red de baja temperatura En contraposición al primer escenario, se plantea un segundo en el que se propone la creación de una red de baja temperatura que alimentará las bombas de calor individuales, permitiendo aumentar su rendimiento. De esta manera, mediante una instalación centralizada se calentará ligeramente el agua de la red o de retorno un valor relativamente bajo a establecer y esta será canalizada hacia los diferentes edificios. En ellos las instalaciones individuales mejorarán su rendimiento al aumentar la temperatura de partida. La forma de calcular el SPF será la misma que en el escenario anterior. El método de cálculo se realizará de la misma manera que en el caso anterior salvo alguna diferencia. La principal será que, en el caso del cálculo del coste de funcionamiento del sistema central, no se establecerá una discriminación horaria, ya que su alta eficiencia permitirá que funcione a cualquier hora a un bajo coste. De esta manera solo existirá un único límite de temperatura en el que la bomba de calor se activará.8 Sin embargo en las bombas de calor individuales, sí que se establecerá la discriminación horaria con el fin de que se obtenga un mayor ahorro al preverse una eficiencia menor que en el sistema central. Sin embargo, este tipo de sistemas plantean pérdidas de energía que deberán ser tenidas en cuenta, especialmente si las dimensiones de la instalación implican largos distancias de tuberías por el subsuelo. Asimismo, también existirán pérdidas de temperatura en los depósitos de inercia, que deberán mantener la energía durante el mayor tiempo posible para que el traslado del consumo al periodo nocturno sea el mayor posible. EIB JUN-22 24 5 CASO DE ESTUDIO En este apartado se pretende definir las consideraciones tomadas para la realización de este trabajo que, aplicadas a metodología ya definida, permiten obtener los resultados que se mostrarán posteriormente. Además, se presentarán también los escenarios de estudio de los cuales se obtendrán las conclusiones finales. En primer lugar, ya que uno de los principales condicionantes de este trabajo son los precios de la electricidad, se definirán sus horarios, que determinarán los modos de funcionamiento de los sistemas propuestos. En la tabla 1 se muestran los horarios de los tramos correspondientes a los diferentes precios de electricidad. Punta Llano Valle Horario 10 a 14 y 18 a 22 8 a 10, 14 a 18 y 22 a 14 0 a 8 Tabla 1: Horarios para los diferentes tramos la electricidad. Fuente: elaboración propia Asimismo, será necesario definir el precio de cada uno de los tramos. Para ello, debido al contexto de inestabilidad presente, se establecerá un valor medio correspondiente al existente durante la primera mitad de año 2022. Este escenario plantea unas circunstancias interesantes debido a la inestabilidad del mercado energético, cuyos precios se han incrementado significativamente con respecto a años anteriores, lo que puede facilitar la viabilidad del estudio planteado. Los precios empleados se muestran en la tabla 2. Punta Llano Valle €/kWh 0,40874 0,31514 0,23846 Tabla 2: Precios de la electricidad para el primer semestre de 2022. Fuente: elaboración propia Es importante destacar que los valores detallados en la tabla 2 tienen un carácter conservador debido a la amplia inestabilidad del mercado eléctrico, con el objetivo de que puedan representar los casos más desfavorables. Sin embargo, gracias al progresivo crecimiento y penetración de las energías renovables en el sistema se prevé una bajada generalizada del precio de la electricidad a largo plazo. Para ello, se proponen inicialmente dos escenarios de análisis, los años 2030 y 2050. En el caso de 2030, no se prevé un gran cambio en el precio de la electricidad, el cual se mantendrá elevado hasta entonces [37]. Es por ello que este trabajo empleará el horizonte de 2050 para realizar un análisis a medio plazo de la evolución de los precios de la electricidad y su repercusión en el almacenamiento distribuido. EIB JUN-22 25 Es importante destacar que el estudio de viabilidad tecno económica debe realizarse en base a las demandas patrón de diferentes tipos de edificaciones con el fin de evaluar el potencial de las diferentes propuestas sobre un caso realista, no siendo este modelo válido para una ser aplicado en un caso real debido a la impredecibilidad de la demanda eléctrica. Almacenamiento eléctrico En cuanto a la ubicación empleada como base para realizar este estudio será Bilbao, concretamente el barrio de Zorrotzaurre. Este posee unas dimensiones y características óptimas para ser tomado como patrón a la hora de diseñar un sistema de generación y almacenamiento distribuidos a nivel distrito. Sus demandas serán introducidas por metro cuadrado, de manera que puedan ser dimensionadas en función del área de estudio que se desee. Se tendrán en cuenta varias capacidades de almacenamiento de las baterías, que irán desde los 200 kWh hasta los 6200 kWh de capacidad, rango dimensionado de acuerdo a las características del citado distrito. Por otro lado, la garantía de las baterías está limitada en la mayoría de los casos a unos 3000 ciclos, lo que equivale a unos 10 años si se realiza un único ciclo por día. Este factor determina en gran medida la viabilidad económica de este tipo de sistemas, dificultando su amortización debido a la gran inversión que debe ser llevada a cabo en contraste con una vida útil relativamente limitada. Además, se establecerá un valor de depreciación del 5% con el fin de calcular la rentabilidad de las instalaciones bajo un punto de vista realista. Como ya se ha comentado, se empleará la tecnología de iones de litio, especialmente frecuente en sistemas de corriente alterna (conectados a la red) como el que se plantea. Su coste puede resultar difícil de estimar en función de la bibliografía consultada, fabricante y características concretas del sistema. En primer lugar, se estudiaron las dos marcas con más presencia en el mercado con las características deseadas, la alemana Sonnen y la estadounidense Tesla. Sin embargo, estos dos fabricantes ofrecen precios demasiado elevados, especialmente por ser precios de venta al público para pequeñas instalaciones. Es por ello que se ha recurrido al estudio The Future of Energy Storage, realizado por el MIT (Massachusetts Institute of Technology) [38]. En él se determina el precio actual de las baterías de iones de litio, así como la prospectiva a 2050 desglosada en tres escenarios, obtenida del informe del NREL (National Renewable Energy Laboratory), en el que se realiza una revisión de literatura de 19 fuentes publicadas entre 2018 y 2020. Los datos ofrecidos por el MIT se muestran en la tabla 3. Año Coste capacidad [$/kWh] Costes O&M [$/kWh-año] Eficiencia 2020 277,0 6,8 0,92 2050 Low 70,9 1,4 0,92 2050 Mid 125,8 2,2 0,92 2050 High 177,0 3,2 0,92 Tabla 3: Costes por capacidad y de operación y mantenimiento de baterías. Fuente: MIT [38] EIB JUN-22 32 Figura 8: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Fuente: elaboración propia En la figura 8, se puede comprobar como los casos de mayor rentabilidad o, lo que es lo mismo, de mayor TIR, son los intermedios. Una instalación demasiado pequeña supondría una inversión elevada que no podría ser compensada por el reducido ahorro obtenido, al igual que una demasiado grande que, a pesar de poder cubrir toda la demanda, supondría una inversión difícil de asumir que además dificultaría su amortización. Su forma se debe a la combinación de dos efectos diferentes. En primer lugar, el modelo de costes de baterías, que forma una exponencial inversa, y en segundo lugar el ahorro anual obtenido, que crece rápidamente en los primeros casos, pero que poco a poco se va ralentizando hasta que en los últimos comienza a decrecer. Sin embargo, teniendo en cuenta que la vida útil de las baterías se ha establecido en 10 años (plazo de garantía), no todas las inversiones contempladas en este análisis serían viables económicamente. Si se establece como valor límite un payback de 9 años, solo las instalaciones de entre 600 y 3400 kWh de capacidad serían viables, que corresponden a las que se encuentran por encima de la línea roja. Esta viabilidad se ve determinada por la depreciación, establecida previamente en un 5%, la cual define la línea roja mostrada en el gráfico. En el caso más favorable, el payback será de 7 años. Además, es preciso recordar que, en el caso de las instalaciones de menor capacidad, estas no podrán cubrir la totalidad de la demanda con una única carga diaria, con lo que habrá franjas horarias en las que los usuarios seguirán dependiendo de la red eléctrica para cubrir la totalidad de su demanda, con su coste asociado. Finalmente, no se debe olvidar el efecto que este sistema puede tener sobre la demanda horaria del distrito analizado, que se verá drásticamente modificada. En la figura 9 se muestra cómo cambiaría la curva horaria de un día tipo en función del porcentaje de la demanda que puedan cubrir las baterías. -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR EIB JUN-22 33 Figura 9: Curva de demanda a la red en función de cuatro porcentajes de uso de las baterías. Fuente: elaboración propia En la figura 9 se puede comprobar como el funcionamiento de las baterías crea las previamente citadas "curvas de pato” 6.1.2 Sistema de baterías con producción fotovoltaica Por otro lado, tal y como se ha comentado en la metodología, se contemplará también integración de generación distribuida en el análisis, concretamente mediante energía solar fotovoltaica. Esta se combinará con el sistema de almacenamiento de baterías para aprovechar al máximo sus ventajas. Para ello se emplearán los cálculos detallados previamente, añadiéndoles la producción fotovoltaica estimada mediante PVGIS, que supondrá un ahorro directo al evitar cargar esa energía desde la red. En la figura 10 se muestran el ahorro anual en función de la capacidad de las baterías. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Demanda red [kWh] Hora del día Curva de demanda para un día tipo 40% 60% 80% 100% EIB JUN-22 34 Figura 10: Comparativa entre capacidad de las baterías y ahorro, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia Como se puede comprobar en la figura 10, los resultados son similares al caso anterior, con un gran crecimiento del ahorro en el primer tramo y una estabilización en el último. Sin embargo, gracias a la inclusión de electricidad a bajo coste proveniente de los paneles fotovoltaicos, el ahorro anual asciende hasta los 120.000€. Para analizar la viabilidad de esta instalación, se comparará el TIR con la capacidad de las baterías con el fin de identificar los casos de mayor rentabilidad. Esta comparación se muestra en la figura 11. Figura 11: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia Como se puede comprobar en la figura 11, los resultados son significativamente diferentes al caso anterior. Esto se debe a que la incorporación de un sistema de generación fotovoltaico aporta diversas alteraciones. - 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Ahorro anual [€] Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a ahorro 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR EIB JUN-22 35 En primer lugar, la inversión inicial sigue siendo la misma, ya que el coste de la instalación fotovoltaica se incluye en el coste de la electricidad que esta produce. Es importante destacar lo que sucede cuando la capacidad de almacenamiento es reducida, ya que las baterías no se llegan a descargar debido a que la fotovoltaica puede cubrir toda la demanda que estas estaban destinadas a suplir. Se puede comprobar además que la gran mayoría de casos es económicamente viable salvo los 3 últimos, de mayor tamaño, con unos valores de payback muy reducidos, de poco más de 3 años en los mejores casos, es decir, en los que se contempla una menor capacidad de las baterías. Es importante destacar que, debido a la escasa vida útil de las baterías, puede resultar una opción más atractiva optar por sistemas de menor capacidad y por tanto menor inversión inicial, ya que esta es más fácilmente recuperable. Así, permite a sus usuarios beneficiarse mucho antes del ahorro directo que esta supone, gracias a la rápida amortización a pesar del menor ahorro, si se compara con otros casos. Debido a que este trabajo se centra fundamentalmente en el almacenamiento energético, el dimensionamiento de sistemas de generación, especialmente el solar fotovoltaico queda en un segundo plano. Esto se debe a la existencia de un gran número de estudios en este campo al estar más extendido comercialmente. Sin embargo, podría ser tomado como eje principal en trabajo futuro debido a su elevado potencial para permitir la independencia energética del sistema propuesto, así como para cubrir más demanda que la limitada por la capacidad de las baterías. 6.1.3 Reducción área estudio En este apartado se evaluará la viabilidad de los sistemas propuestos si se implantasen en distritos de menor tamaño, o en una parte del propio distrito, pensado especialmente para grupos de edificios dentro de él. Esto supondría fundamentalmente una reducción de la demanda eléctrica, que se rebajará a un 80% y un 60%. De esta manera se podrá comprobar si es más viable crear varias instalaciones de menor tamaño dentro del distrito o una única que cubra la totalidad de su demanda. En primer lugar, se analizará el primer escenario, en el que la instalación está formada únicamente por baterías. En las figuras 12 y 13 se muestran los valores de ahorro para el caso de partida y para una reducción del 80% y 60% del área de estudio, tanto del sistema formado solo por baterías como del combinado de baterías y producción fotovoltaica. EIB JUN-22 36 Figura 12: Capacidad en función del ahorro. Reducción área de estudio al 80% y 60%. Fuente: elaboración propia Figura 13: Capacidad en función del ahorro. Reducción área de estudio al 80% y 60%, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia Los resultados incluidos en las figuras 12 y 13 muestran de forma clara como afecta la reducción de la demanda al ahorro anual. En el caso del sistema formado únicamente por baterías, solamente con el 100% del área de estudio el ahorro se mantiene estable en las capacidades más altas, en los otros dos casos el ahorro comienza a descender después de alcanzar su valor máximo. En el caso del sistema que incluye la generación fotovoltaica, se puede comprobar como el ahorro desciende de una manera menos acusada en los valores de almacenamiento más altos. Esto se debe a que, llegado un cierto punto, la mayor capacidad de las baterías permite cubrir la totalidad de la demanda, con lo que el sistema estará sobredimensionado y no será viable una inversión inicial tan elevada. - 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Capacidad frente a ahorro Ahorro anual 100% Ahorro anual 80% Ahorro anual 60% - 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Ahorro anual [€] Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a ahorro (fotovoltaica) Ahorro anual 100% Ahorro anual 80% Ahorro anual 60% EIB JUN-22 37 A continuación, para analizar la viabilidad de estos escenarios, se comparará el TIR con la capacidad de las baterías con el fin de identificar los casos de mayor rentabilidad. Esta comparación se muestra en las figuras 14 y 15. Figura 14: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Reducción área de estudio al 80% y 60%. Fuente: elaboración propia Figura 15: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Reducción área de estudio al 80% y 60%, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia En las figuras 14 y 15 se pueden comprobar varios factores que las diferencian. En el caso de la figura 14, para el sistema formado únicamente por baterías se puede comprobar como la rentabilidad de la instalación cae drásticamente si se reduce el área de estudio, especialmente con la reducción al 60%, en la que solamente las capacidades por debajo de 2000 kWh resultan viables. -15% -5% 5% 15% 25% 35% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR TIR 100% TIR 80% TIR 60% -15% -5% 5% 15% 25% 35% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR (fotovoltaica) TIR 100% TIR 80% TIR 60% EIB JUN-22 38 Esto demuestra que no merece la pena sobredimensionar este sistema, ya que la inversión inicial debe estar muy ajustada, buscando el mínimo valor posible. Algo diferente sucede en la figura 15 con la inclusión de la generación fotovoltaica. En este caso, la instalación mantiene una elevada rentabilidad para capacidades pequeñas a pesar de que se reduzca el área de estudio. En ella se puede comprobar su elevado potencial para un gran rango de casuísticas, resultando viables la mitad de las capacidades en el caso más desfavorable planteado. Se puede comprobar por tanto que la demanda a cubrir afecta significativamente a la rentabilidad del sistema, siendo más viable cubrir grandes áreas de distritos ya que, aunque la inversión es elevada, esta se amortiza fácilmente gracias a un mayor ahorro y a la reducción de precio de las baterías al aumentar su capacidad. De esta manera la inversión se repartirá entre más usuarios que se podrán beneficiar de forma conjunta de este sistema, al mismo tiempo que la demanda será más uniforme y, por tanto, más fácilmente asumible por las baterías. 6.1.4 Escenarios de evolución de precios Debido que este trabajo también se plantea como un análisis a largo plazo, a continuación, se detallarán los resultados de los escenarios de evolución de precios hasta el año 2050 detallados en la sección previa. Reducción de precios. “Curva de pato” Los resultados del análisis del escenario de reducción de precios se muestran a continuación en las figuras 16 y 17. En ellas, se muestra el ahorro anual obtenido en los dos sistemas para los dos escenarios de reducción del precio del periodo punta en un 20% y 10%. Figura 16: Comparativa entre capacidad de las baterías y ahorro anual. Reducción punta 20% y 10%. Fuente: elaboración propia - 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Ahorro anual [€] Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a ahorro Ahorro anual 20% Ahorro anual 10% EIB JUN-22 39 Figura 17: Comparativa entre capacidad de las baterías y ahorro anual. Reducción punta 20% y 10%, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia Como se puede observar en las figuras, con el patrón de las curvas de ahorro es similar a casos anteriores. Sin embargo, en el caso del sistema formado únicamente por baterías, se puede comprobar como a partir de la mitad el valor del ahorro se estabiliza y deja de crecer, algo que no sucede en el caso del sistema que incluye fotovoltaica. Esto se debe a que el sistema está diseñado para reducir el consumo de la red en las horas pico, pero si estas reducen su precio, el ahorro será menor ya que no influirá si se consume en pico o llano, perdiendo este planteamiento su utilidad. En cuanto a la rentabilidad de las instalaciones, en las figuras 18 y 19 se muestran las comparativas entre el TIR y la capacidad de las baterías para el caso de partida y los dos escenarios de reducción del precio de punta. Figura 18: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Reducción punta 20% y 10%. Fuente: elaboración propia - 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Ahorro anual [€] Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a ahorro (fotovoltaica) Ahorro anual 20% Ahorro anual 10% -15% -5% 5% 15% 25% 35% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR TIR Inicial TIR 20% TIR 10% EIB JUN-22 40 Figura 19: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Reducción punta 20% y 10%, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia En la figura 18 se puede comprobar como la rentabilidad del sistema formado únicamente por baterías cae drásticamente si se reducen los precios de la electricidad en el periodo punta. Esto se debe, como ya se ha comentado, al diseño del funcionamiento del sistema, que está pensado para evitar los altos costes de la electricidad en punta y llano. Si estos costes caen, el sistema deja de ser rentable. En el caso de este estudio, para ninguno de los casos sería rentable implantar este sistema de almacenamiento si los precios de la electricidad se reducen. La cosa cambia para el sistema que incorpora la producción fotovoltaica. En él, aunque la rentabilidad cae según lo previsto, en el caso de la reducción de un 10%, más de la mitad de capacidades siguen siendo rentables, especialmente las más pequeñas, que requieren una menor inversión inicial y por tanto son más fácilmente amortizables. Para el caso de la reducción del 20% del precio del periodo punta, la rentabilidad cae significativamente, siendo únicamente viables las 3 primeras capacidades. Por ello, se confirma como este sistema está especialmente pensado para funcionar con un sistema de precios elevados, especialmente el del periodo punta. Ante un escenario de reducción de los mismos, reduciría drásticamente su viabilidad, siendo necesario considerar otras opciones de almacenamiento y generación distribuidas más adecuadas para el nuevo escenario. Incremento del precio de la electricidad hasta 2050 Los resultados del análisis del escenario de incremento de precios se muestran a continuación en las figuras 20 y 21. En ella, se muestra la rentabilidad de los dos sistemas el escenario de aumento de los 3 periodos de electricidad en un 20%. -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR (fotovoltaica) TIR Inicial TIR 20% TIR 10% EIB JUN-22 41 Figura 20: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Aumento precio 20%. Fuente: elaboración propia Figura 21: Comparativa entre TIR y capacidad de las baterías. Aumento precio 20%, con fotovoltaica. Fuente: elaboración propia Como se puede comprobar en las figuras 20 y 21, la rentabilidad de la instalación aumenta en todos los casos. Esto se debe a que las baterías sirven como amortiguación de los precios elevados durante las horas más caras. A pesar que los tres tramos de precios de electricidad incrementen su coste y consecuentemente sea más caro cargar las baterías por la noche, el aumento a su vez del resto de tramos compensa directamente este sobrecoste, obteniendo así un ahorro mayor. Es por ello que este sistema de almacenamiento de electricidad se presenta como una opción fiable tanto a corto como largo plazo para mitigar la posible subida de los precios de la electricidad. -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR TIR Inicial TIR 20% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 01000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIR Capacidad de las baterías [kWh] Capacidad frente a TIR (fotovoltaica) TIR Inicial TIR 20% EIB JUN-22 48 14, no. 8, p. 2159. DOI 10.3390/en14082159. Available from: <http://dx.doi.org/10.3390/en14082159> 23. WICKI, Samuel; and HANSEN, Erik G. Clean Energy Storage Technology in the Making: An Innovation Systems Perspective on Flywheel Energy Storage. Journal of Cleaner Production, Sep 20, 2017, vol. 162. pp. 1118-1134. Available from <https://dx.doi.org/10.1016/j.jclepro.2017.05.132> PubMed. ISSN 0959-6526. 24. HERRMANN, A.; MÄDLOW, A.and KRAUSE, H. 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