Las cinco grandes tendencias para el mercado mundial de almacenamiento de energía en 2019

2018 ha sido un gran año, aunque con altibajos, para el mercado de almacenamiento de energía. En EEUU, por ejemplo, se han visto grandes aumentos en las instalaciones detrás del contador en hogares y empresas, pero también surgen cuellos de botella e incertidumbres en las políticas que restringen las instalaciones de baterías a gran escala.

¿Cuáles son las principales tendencias del sector para el próximo año? Este es el tema que Ravi Manghani, director de investigación de almacenamiento de energía en Wood Mackenzie Power & Renewables, abordó en la Cumbre de Almacenamiento de Energía de Greentech Media en San Francisco. Manghani resumió los desarrollos clave de 2018 e hizo cinco predicciones para 2019.

La primera es que las instalaciones de almacenamiento de energía a gran escala, tras la caída sufrida en los primeros tres trimestres de 2018 en comparación con el año pasado, se reanudarán el próximo año. Como señaló Manghani, el mercado de baterías enfrente del contador es intrínsecamente abultado, con uno o dos grandes proyectos que dominan las cifras anuales.

Pero también ha habido un problema de política que ha impedido el almacenamiento a gran escala durante este año, dijo Manghani. La incertidumbre sobre cómo los operadores de la red en EEUU implementarán la Orden 841 de la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC), aprobada en febrero, ha paralizado los proyectos. La Orden 841 dirige a los operadores de la red de manera amplia para crear mecanismos de mercado que se adapten a las capacidades únicas de las baterías para cargar y descargar de la red, y aumentar y disminuir a velocidades que los generadores tradicionales no pueden igualar. Pero los detalles de cómo cada ISO y RTO planean implementar los requisitos de FERC han sido objeto de mucho debate en la industria energética.

Con los operadores de red finalmente presentando sus planes oficiales de cumplimiento de la Orden 841 con FERC este mes, la industria del almacenamiento de energía ahora tiene una idea mucho más completa de cómo cada operador de red planea avanzar. Si bien la Asociación de Almacenamiento de Energía (ESA) tiene quejas sobre estos planes finales, lo que indica que habrá más debate en el futuro, aún se espera que los cambios en el mercado ordenados por la Orden 841 este año abran un nuevo conjunto masivo de oportunidades para servir en energía mayorista y servicios complementarios de los mercados de servicios.

La segunda predicción para 2019 es más audaz que la primera: la observación de que el récord de implementaciones de almacenamiento con energía solar en 2018 se romperá una vez más en 2019. Eso se basa en el pronóstico de la caída de los precios de la batería y la energía solar, combinado con una continuación del crédito fiscal federal a la inversión para la energía solar que puede incluir el coste de las baterías como parte de la instalación.

Este año ya se han visto cifras récord en los acuerdos de compra de energía (PPA) con almacenamiento solar, dijo Manghani. Xcel Energy, por ejemplo, vio ofertas en Colorado por almacenamiento de energía solar a 36 $ por megavatio-hora, en comparación con 25 $ por megavatio-hora solo para energía solar, y  **NV Energy ** ha visto ofertas aún más bajas en sus RFP de solar más almacenamiento.

Para 2023, cuando se cierre la ventana de ITC, el costo nivelado de energía (LCOE) de los proyectos combinados de almacenamiento y energía solar los pondrá en competencia directa con los generadores tradicionales, dijo Manghani.

El esfuerzo por un almacenamiento solar más prolongado también está siendo impulsado por algunos esfuerzos corporativos clave, como el PPA de generación proxy de Microsoft o la iniciativa de generación limpia de Google 24x7 para sus centros de datos, que intentan alinear su demanda con sus carteras de energía renovable.

Esto también influye en la tercera predicción de Manghani: que las plantas pico de gas natural, que ya son una raza moribunda en mercados ricos en almacenamiento como California, continuarán debilitándose en 2019.

Wood Mackenzie Power & Renewables proyecta que hasta 6,4 gigavatios de capacidad máxima en el futuro, o aproximadamente el 32% de lo que se prevé que EEUU necesitará para el 2026, podría estar en riesgo de almacenamiento de energía con una duración de cuatro horas o más, y eso basándose en una proyección conservadora de una disminución del 6 al 8% de los costos de almacenamiento de energía al año durante ese periodo.

Si uno considera estimaciones más agresivas de disminuciones del 10 al 12% cada año hasta el 2026, la proporción de la capacidad máxima de la nuevas plantas de almacenamiento podría aumentar hasta un 80%, dijo.

La cuarta predicción de Manghani se centra en uno de los obstáculos de la industria este año: la escasez de la cadena de suministro que ha frenado el crecimiento en el sector comercial e industrial detrás del contador. Dos tendencias clave están impulsando esta escasez: un cuello de botella temporal en la capacidad de fabricación y el alza  del precio mundial del cobalto , un ingrediente clave de muchas baterías químicas de ion-litio de mayor densidad energética, como el óxido de cobalto y litio-níquel-manganeso y el óxido de aluminio-litio-níquel-cobalto.

Estas baterías están especialmente destinadas a la industria del vehículo eléctrico por su mayor densidad de energía. Dado que los vehículos eléctricos están impulsando el mercado de las baterías, la fabricación de baterías ocupó casi la mitad de la producción mundial de cobalto en 2017. En consecuencia, los precios del cobalto se duplicaron con creces entre 2016 y 2017.

Si bien Wood Mackenzie predice que los precios del cobalto bajarán en los próximos dos años, el aumento del precio actual ha centrado la atención en las químicas de ion-litio  que no requieren cobalto , como el fosfato de litio y hierro, el óxido de manganeso y el titanato de litio. Manghani predijo que la LFP, la más común de estas químicas, volverá a ocupar su lugar anterior como la química de ion-litio elegida por la industria del almacenamiento de energía en 2019.

La predicción final es que Estados Unidos, que perdió su lugar como el mayor mercado de almacenamiento del mundo en 2018, volverá a tomar esa posición el próximo año.

Corea del Sur ocupó el primer lugar este año con casi 1.1 gigavatios-hora de almacenamiento de energía desplegado, en comparación con casi 700 megavatios-hora en EEUU. Pero con el inicio de los mercados habilitados por la orden 841 de FERC, es probable que EEUU recupere la primera posición en 2019, con una cuota del 21% de las instalaciones mundiales, seguido por Corea del Sur, China, Japón y Australia.