California, el paraíso de las baterías

California ha superado los 5 gigavatios (GW) de capacidad de almacenamiento en baterías en línea e integrados en la red eléctrica, según el último informe del operador de red estadounidense CAISO.

De esta manera, en solo tres años, el Estado ha visto un aumento por diez (de 500 MW en 2020 a 5.600 MW en julio de 2023) de las baterías conectadas a su red a medida que las instalaciones renovables —solares y eólicas principalmente— reemplazan a las plantas propulsadas por combustibles fósiles.

Los 5 GW de capacidad de las baterías de iones de litio de la red eléctrica pueden proporcionar energía suficiente para aproximadamente 3,8 millones de hogares durante un máximo de cuatro horas antes de necesitar ser recargadas.

Carga en la flota

Ahora hay tanto almacenamiento de batería en el estado de California que el operador ha tenido que cambiar sus procedimientos de monitoreo diarios para rastrear cuánta "carga" queda en la flota de baterías.

"En un momento en el que nuestro estado experimenta con mayor frecuencia fenómenos climáticos extremos, como olas de calor y sequías sin precedentes, es esencial invertir en tecnologías innovadoras como el almacenamiento de energía para garantizar que podamos seguir suministrando energía de forma fiable a la cuarta economía más grande del mundo", declaró Elliot Mainzer, consejero delegado del operador del sistema californiano.

Según las previsiones, California necesitará 79 GW de nueva generación renovable y unos 50 GW de almacenamiento en baterías para cumplir sus objetivos de reducción de gases de efecto invernadero en 2045.

Precios

Con el modelo de recursos no generadores de CAISO, las baterías presentan una única curva de oferta de energía, que refleja tanto la disposición a cargar como a descargar. Los recursos de baterías no presentan ofertas de precios de energía basadas únicamente en los costes reales de suministro de energía.

También tienen en cuenta los costes de oportunidad de descargar o cargar en una parte concreta del día. Por ejemplo, descargar energía durante las horas de baja demanda puede impedir que las baterías descarguen durante las horas de alta demanda. La diferencia de precios de mercado entre las horas de baja demanda y las de alta demanda puede representar un coste de oportunidad de descargar en las horas de menor precio.

Las baterías que participan en el programa de adecuación de recursos (RA) —proporcionando capacidad de adecuación de recursos del sistema, local o flexible— están sujetas a obligaciones de oferta, lo que significa que están obligadas a ofertar toda su capacidad RA ascendente en el mercado. Estos recursos tienden a gestionar el coste de oportunidad a través de sus precios de oferta, en lugar de limitar la cantidad de sus ofertas.

Específicamente, para evitar ser despachadas cuando los precios del mercado son bajos, las baterías pueden ofertar precios de descarga muy superiores a los precios de carga, especialmente en las primeras horas del día. A la inversa, las baterías pueden presentar ofertas de energía a la baja excesivamente bajas para evitar la carga en determinadas horas.

Así, en 2022 el precio de medio de carga fue 96 $/MWh inferior que el precio promedio del nodo, mientras que el precio medio de descarga fue 155 $/MWh superior que el precio nodal, consiguiendo las baterías un margen medio de 251 $/MWh. El diferencial medio de precios de oferta fue de 190 dólares en 2021.

En lo que respecta a las ofertas medias en tiempo real de los recursos de baterías para la parte del rango de despacho de un recurso que está disponible para el mercado en tiempo real (es decir, el rango operativo que no está cubierto por autoprogramaciones en tiempo real o adjudicaciones de servicios complementarios en tiempo real), el diferencial de precios medio en las ofertas de baterías en el mercado de tiempo real aumentó de 119 $/MWh en 2021 a 167 $/MWh en 2022.

El aumento de los precios nodales en tiempo real en 2022 coincide con un aumento de las ofertas tanto de carga como de descarga. Tanto en el mercado en tiempo real como en el mercado diario, las baterías expresaron su mayor disposición a cargar por la tarde durante las horas de máxima producción solar, cuando los precios nodales son más bajos en promedio. Las baterías presentaron sus ofertas de descarga más bajas para las horas de máxima demanda, cuando su coste de oportunidad de descarga es más bajo.