Austria se suma al auge de las baterías

Las acciones de la eléctrica austriaca EVN frenaban su avance después de casi una revalorización del 4% antes de la presentación de ayer en Londres. La compañía elevó sus previsiones de beneficio neto y EBITDA para 2030, pero desafortunadamente no hay un consenso suficientemente amplio de estimaciones a tan a largo plazo.

La principal novedad de su nueva estrategia es que sitúa las baterías como una de sus principales prioridades como tecnología de almacenamiento de corto plazo. Ahora su objetivo es alcanzar 300 megavatios instalados de almacenamiento para 2030. También mantiene sus objetivos de alcanzar 300 megavatios de potencia solar y 717 megavatios de potencia eólica.

El principal destino de sus inversiones sigue siendo su red eléctrica, que va a requerir casi el 55% del total y donde espera alcanzar una base regulatoria de activos (RAB) de 3.900 millones en 2030, desde la cifra actual de 2.000 millones de euros.

EVN puso sobre la mesa algunas reflexiones interesantes sobre los sistemas eléctricos europeos

"Europa ha construido un sistema eléctrico impulsado por la climatología", dijo Stefan Szyszkowitz, consejero delegado de EVN, y añadió "la volatilidad va a ser una de sus características permanentes".

La expansión en tecnologías que dependen de la climatología, como la hidráulica y las energías renovables ha sido la base de este sistema. El equipo directivo afirmó que para lograr este fin, la Unión Europea ha creado un sistema muy detallado con dos elementos fundamentales: el sistema ETS y la Directiva de Energías Renovables, que fija objetivos individuales para cada miembro sobre el porcentaje que tiene que representar la energía verde en el mix total.

Además, el mercado marginalista eléctrico permite que convivan dos mercados con precios muy diferentes. Por un lado, un mercado de renovables de precio cero, como reflejo de su coste marginal y, por otro lado, un mercado donde el precio lo fija el ciclo combinado.

Según un estudio encargado por la empresa, en Europa los ciclos combinados siguen fijando el precio marginal un 60% del tiempo, incluso en sus proyecciones para 2030. Y lo más relevante es que los mercados seguirán generando precios de escasez durante un número significativo de horas en 2030. Esto quiere decir que, por muchas renovables que se añadan, el problema de la volatilidad de precios se va a mantener.

La solución pasa por añadir capacidad flexible al sistema

El centro del problema es la demanda neta de renovables o, como lo denominaron ayer los expertos de EVN, la carga residual. La solución es encontrar una buena cobertura de la carga residual al añadir más carga diaria flexible.

La expansión de las renovables lleva a una menor carga residual. Sin embargo, por efecto de los episodios de climatología extrema se está incrementando la volatilidad de la demanda residual. Esto está llevando a corto plazo a una disminución de la relevancia de la generación convencional de carga de base.

Con casi 90 gigavatios de brecha entre la carga residual y la capacidad que responda en el día a esta volatilidad, la compañía afirmó que existe un valor creciente en el almacenamiento y en la gestión de la demanda en Europa. Según la eléctrica, a corto plazo, esas son las tecnologías que Europa tiene a mano, sobre todo teniendo en cuenta que el coste de la inversión en un megavatio de batería se ha reducido un 90%. A largo plazo, el hidrógeno y otras formas de almacenamiento más avanzadas serán la solución.

Las baterías también estabilizan los precios eléctricos

Uno de los principales efectos de la creciente penetración de esta forma de almacenamiento es la reducción de los precios y de los márgenes entre punta y base. El equipo directivo quiso compartir el ejemplo de Bulgaria, uno de los mercados en los que está presente. Su expansión en este país ha sido tan rápida que, en estos momentos, la capacidad de almacenamiento instalada podría cubrir la demanda eléctrica del país durante cuatro horas. Bulgaria se ha convertido así en un centro de generación flexible para todos sus países vecinos, con una capacidad de exportación equivalente al 30% de su demanda.

La eléctrica austriaca confirmó que se habían reducido significativamente los precios spot durante las horas posteriores a las seis de la tarde, pero se habían incrementado los precios spot durante las horas solares y por la mañana, reduciendo significativamente el efecto pato sobre precios spot, por el impacto de un desarrollo solar muy rápido en el país.

Los expertos señalaron que hay un efecto negativo sobre los ingresos procedentes de los servicios complementarios y de las restricciones técnicas. Tanto Bulgaria como Austria no tienen mercados de pagos de capacidad, pero sí se habló de los sistemas híbridos de eólico-solares, similares a los que se desarrollaron en España hace casi diez años. Como novedad, la eléctrica planteó también una utilización más eficiente de la red, donde se combinarían la energía eólica, la solar, las baterías y los puntos óptimos de conexión a la red. Según sus cálculos, un punto de conexión en la red austriaca de un megavatio pasaría a tener más de 4.000 horas equivalentes de funcionamiento a plena carga al año, desde las 1.100 horas que ofrece un parque solar en ese mismo punto de conexión.