En un mundo donde los recursos eólicos y solares representan del 40% al 50% de la generación, los precios de la energía al por mayor caerán hasta 16 dólares por megavatio-hora, según un estudio publicado el miércoles por un grupo de investigadores del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley.
Al modelar los escenarios en 2030 en los que CAISO, NYISO, SPP y ERCOT alcanzan una penetración solar y eólica de 40% o más, los investigadores encontraron que los precios de la electricidad caerán, pero las fluctuaciones de precios pueden aumentar y el número máximo de horas de carga se extenderá a una mayor cantidad de días.
Según el coautor Joachim Seel, el estudio ofrece un análisis "holístico" de la formación de precios en un mercado de descarbonización. Dijo que los datos generalmente no están disponibles para el público.
Los investigadores esperan que los resultados, parte de un estudio de tres partes que se extenderá a los próximos años, ofrecerá a los responsables de las políticas, las compañías eléctricas y la red eléctrica una visión a largo plazo de cómo las opciones actuales podrían afectar su capacidad futura para hacer frente a los cambios en el sector eléctrico. Seel dijo que debería ayudarles a "asegurarse de que sus decisiones sean sólidas en un futuro eólico y solar".
En SPP, NYISO y CAISO, los precios cayeron más bajo un escenario solar alto, definido como un 30% solar y un 10% o más eólico. La mayor caída de ERCOT se produjo en un escenario de fuertes vientos, con una caída del 25% en los precios.
Los datos también demostraron que una red cargada con más fuentes renovables puede causar problemas, lo que hace que los recursos complementarios flexibles sean más importantes.
Si bien la temida curva de pato persiste en todos los escenarios de energía renovable variable (VRE), más pronunciada cuando las cuentas solares representan el 30% de la generación, generalmente cambia más tarde durante el día.
En escenarios con mayor VRE, la carga neta máxima se desplaza hacia las 5 p.m. u 8 p.m. en lugar de a las 3 p.m. o 4 p.m. En los escenarios solares altos, la demanda máxima también puede reducirse a una porción más pequeña del día. Los precios también ven una mayor variabilidad en los escenarios de viento fuerte y alta insolación.
"Lo que creemos que es el más significativo es el cambio en los perfiles de precios diurnos donde, especialmente en los escenarios de alta insolación, realmente vemos este descenso en los precios al mediodía", dijo Seel.
En conjunto, estos impactos indican la necesidad de contar con más recursos disponibles que puedan responder rápidamente a los cambios en la demanda o la producción. "Las unidades que pueden reducir su generación en momentos en que los precios de la electricidad son muy bajos serán menos susceptibles a esas disminuciones de precios promedio", dijo Seel. "Otras unidades tradicionales, más básicas, como una planta nuclear o una planta de carbón que no pueden cambiar su nivel de producción y solo generan durante las horas de alto precio, sentirá que el precio promedio disminuye mucho más".
Los autores señalan que la demanda de respuesta y el almacenamiento de energía son útiles para administrar la carga. Sin embargo, los investigadores aún no evaluaron el impacto del almacenamiento más allá del mandato CAISO de 1,3 gigavatios .
"Cuando comenzamos en el año 2016 escribiendo este informe, el almacenamiento no era tan bueno como lo es ahora", dijo Seel. "En lugar de invertir en una planta de gas pico, uno podría imaginar que la solar más el almacenamiento podría hacer servicios similares".
Los precios de los servicios auxiliares aumentaron hasta nueve veces en los nuevos escenarios, con un alto escenario solar en SPP que muestra el mayor crecimiento. "Los desarrolladores de baterías verán un gran caso de negocios para sí mismos", dijo Seel. "Creemos que el almacenamiento probablemente tenga un papel importante que desempeñar".
El estudio consideró parcialmente los impactos de la energía nuclear. El pronóstico de la Administración de Información Energética (EIA) para la generación nuclear se mantiene estable, con 99 gigavatios en 2017 cayendo ligeramente a 79 gigavatios en 2050. Los investigadores señalan la decisión de California de cerrar la planta de Diablo Canyon como una señal de que una mayor VRE en el futuro podría impulsar el cierre de nucleares.
Pero ese no es necesariamente el caso. Si bien los modelos indican el cierre de cierta capacidad firme, y la mayoría ocurre en el territorio de ERCOT, los investigadores no encontraron que ningún escenario forzase una mayor jubilación de la capacidad nuclear que el escenario de bajo VRE. Sin embargo, la investigación y el desarrollo para una capacidad nuclear más flexible podrían ayudar a las jurisdicciones a utilizar esos recursos a medida que crece la capacidad de energía limpia.
Los investigadores planean profundizar en los impactos en todo tipo de generadores, incluidos el almacenamiento nuclear y de energía, en la tercera fase del estudio que se lanzará en 2020.
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