El futuro del almacenamiento energético: análisis de la rentabilidad de una planta de baterías de ion de litio de 50 MW

Ortega Aguado, Ignacio (2021). El futuro del almacenamiento energético: análisis de la rentabilidad de una planta de baterías de ion de litio de 50 MW. Thesis (Master thesis), E.T.S.I. Industriales (UPM).

Description

Title: El futuro del almacenamiento energético: análisis de la rentabilidad de una planta de baterías de ion de litio de 50 MW
Author/s:
  • Ortega Aguado, Ignacio
Contributor/s:
  • Rodríguez Rivero, Rocío
Item Type: Thesis (Master thesis)
Masters title: Ingeniería Industrial
Date: September 2021
Subjects:
Freetext Keywords: Almacenamiento energético, baterías de ion de litio, energía renovable, mercado eléctrico, transición energética
Faculty: E.T.S.I. Industriales (UPM)
Department: Ingeniería de Organización, Administración de Empresas y Estadística
Creative Commons Licenses: Recognition - No derivative works - Non commercial

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Abstract

Actualmente, la sociedad se encuentra inmersa en un proceso de transición energética hacia un modelo económico y tecnológico descarbonizado, descentralizado y digitalizado. Año tras año, la mayoría de las naciones ha ido fijando objetivos cada vez más ambiciosos en cuanto a la reducción de las emisiones de gases contaminantes, así como del aumento de la penetración de las fuentes energéticas renovables en el mix energético. Esto genera un aumento de la intermitencia en la producción energética debido a la dependencia en las condiciones climáticas por parte de la energía renovable. Además, el funcionamiento del mercado eléctrico fue planteado en un contexto energético y tecnológico diferente al actual y debe adaptarse para mantener las condiciones de calidad y robustez necesarias en el suministro eléctrico, haciéndose necesarios dispositivos que puedan reaccionar rápidamente ante cambios bruscos en la demanda y oferta eléctrica. La incertidumbre generada por estos hechos requiere de una solución técnica que también sea viable económicamente. En este sentido, los Sistemas de Almacenamiento Energético (ESS) se posicionan como una posible solución debido a su capacidad de almacenar cantidades notables de energía eléctrica durante determinados periodos de tiempo, otorgando estabilidad y flexibilidad a la red mediante la descarga de electricidad en periodos de alta demanda energética o baja producción renovable. El almacenamiento energético en baterías electroquímicas (BESS) se basa en transformar energía eléctrica en energía química mediante reacciones electroquímicas, destacando de entre todas las baterías las de ion de litio. Su alta capacidad energética (0,1 – 100 MW) y notable eficiencia (60 - 80 %), junto su rápida capacidad de respuesta (del orden de los segundos) y larga vida útil (de entre 10 y 20 años), han permitido que las baterías de ion de litio cuenten con la mayor cuota de mercado actual de entre todos los BESS, con 1,74 GW de capacidad instalados sobre 2,34 GW totales de BESS en 2020 según el Departamento de Energía de los Estados Unidos de América (DOE). Las baterías de ion de litio cuentan con un enorme potencial en cuanto a hibridación con fuentes de energías renovables como la solar fotovoltaica o la eólica. Cuentan con una amplia variedad de aplicaciones tanto a nivel de red como de autoconsumo, pudiendo realizar operaciones de arbitraje energético o servicios auxiliares en periodos de picos de demanda energética. Sin embargo, aunque se trata del ESS que más está creciendo actualmente y sus costes se han reducido significativamente durante los últimos años como consecuencia de las economías de escala, estos siguen siendo todavía elevados en comparación con otras tecnologías. Por otro lado, el presente y futuro de los ESS esta´ intrínsecamente ligado al mercado eléctrico y a los mecanismos que lo gobiernan, que supondrán sus principales fuentes de ingresos mediante el arbitraje energético. La formación de precios de la electricidad en España se basa en un modelo marginalista de casación de la oferta y demanda energéticas mediante subastas. Las unidades de producción energética u ofertantes presentan sus ofertas de venta de energía eléctrica para cada franja horaria del día posterior a la subasta en el mercado diario, formando la curva de demanda agregada; mientras los consumidores o demandantes presentan sus ofertas de compra que forman la curva de oferta agregada. En el punto de intersección de estas dos curvas se establece el precio y el volumen de energía eléctrica negociada. Posteriormente, existe la posibilidad de reajustar los programas energéticos mediante la negociación en el mercado intradiario y el mercado de los servicios de ajuste. El precio medio de la electricidad en el periodo 2014-2020 resulto´ ser de 55,00 €/MWh, con un alto grado de volatilidad estacional, según Red Eléctrica de España. Como evidencia de la inminente necesidad de implementación de ESS en España, la tendencia de penetración de energías renovables en el mix energético español es altamente apreciable. En 2007, las energías renovables generaron un 20,08 % de la producción energética total y contaban con el 34,98 % de la potencia energética instalada. En 2020, la energía renovable supuso el 43,99 % de la generación energética nacional y el 54,03 % de la potencia instalada. De manera adicional, la Comisión Europea y el Gobierno de España establecen, mediante el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), unos objetivos en materia energética a ser alcanzados en el año 2030 entre lo que destaca un 74 % de energía renovable en la generación eléctrica. El PNIEC también establece unos escenarios tendencial y objetivo, destacando los 2500 MW de capacidad instalada de BESS en 2030. En este contexto se estudia la rentabilidad de una planta de almacenamiento de baterías de ion de litio front-of-the-meter de 50 MW de capacidad, con un periodo de descarga de 4 horas diarias en la red y una vida útil de 15 años. Mediante su operación, se pretende asegurar los siguientes aspectos fundamentales: garantizar la firmeza y disponibilidad del sistema eléctrico en el medio y largo plazo, dotar al sistema de flexibilidad a tiempo real y conferir mayor relevancia a los servicios de ajuste, permitiendo la optimización de las transacciones energéticas.

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Item ID: 68770
DC Identifier: https://oa.upm.es/68770/
OAI Identifier: oai:oa.upm.es:68770
Deposited by: Ignacio Ortega Aguado
Deposited on: 02 Nov 2021 17:39
Last Modified: 11 Mar 2022 09:32
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