Parte 2: Nuevas oportunidades de ingresos para los generadores de energía flexibles: ¿es ahora el momento adecuado para convertir su río en una planta de almacenamiento?
Cambios en el mercado eléctrico noruego
En la primera parte de esta serie, HYDROGRID identificó una serie de tendencias del mercado eléctrico europeo, p. ej.
- Aprovechamiento de energías renovables, especialmente energía eólica
- Disminución de los precios medios del mercado al contado
- Aumento de la volatilidad en los mercados de energía (incluido el equilibrio de los precios de la energía)
Mostramos cómo estas tendencias están llegando lentamente a los mercados nórdicos y están afectando al potencial de ingresos de los pequeños productores hidroeléctricos, y argumentamos que, como resultado de esta evolución, habrá una mayor necesidad de flexibilidad y negociación a corto plazo para todos los productores de energía de Noruega que no quieren perder ninguna oportunidad de obtener ingresos.
En la parte 2 de esta serie de artículos, ahora examinaremos con un ejemplo concreto de una central eléctrica:
- Cómo han afectado los cambios del mercado de los últimos años a los ingresos por ventas
- Cómo los productores flexibles pueden captar más valor de su generación en este nuevo entorno
- Si, en estas nuevas condiciones de mercado y con la reciente mayor apertura de NVE a este tipo de proyectos, quizás ahora sea el momento adecuado para convertir su planta fluvial en un almacenamiento mediante la construcción de un embalse y qué factores deberían afectar su decisión de inversión.
Efectos de los cambios del mercado en una central eléctrica típica de Run-of-River
Para este ejercicio, consideraremos una central hidroeléctrica cerca de Trondheim (zona de precios NO3) con una producción media anual de 32 GWh y una capacidad máxima de generación de 6,67 MW (con un rendimiento máximo de 5,5 m³/seg).
Las entradas reales de un año determinado varían bastante de un día a otro (el siguiente gráfico muestra las entradas reales del año 2015), pero, en promedio, las entradas siguen un perfil estacional típico, con la mayor afluencia (debido al deshielo) en abril y una estación húmeda de octubre a diciembre.
Como se detalla en la última parte de esta serie de artículos, los precios medios del mercado eléctrico han ido disminuyendo; para el perfil de producción estacional relevante para esta central eléctrica, esto ha provocado una caída de los ingresos de más de 350 000€ en el período comprendido entre 2014 y 2016:
¿Tener almacenamiento y flexibilidad compensa la evolución negativa del mercado?
Supongamos ahora que el propietario de esta planta tuviera la posibilidad de construir una presa y crear un embalse con una capacidad total de almacenamiento de 44 hm³; el siguiente esquema muestra la nueva topología:
El depósito permite capturar y almacenar la entrada a medida que se produce y enviar la central eléctrica cuando los precios son más altos; en otras palabras, la producción anual total seguirá siendo la misma, con un promedio de 32 GWh, pero los ingresos por MWh pueden aumentarse, lo que se traduce en un aumento de los ingresos generales. Por supuesto, NVE impondrá algunos requisitos de flujo ecológico que limitarán la flexibilidad del envío; en este caso, asumiremos que deben descargarse 0,22 m³/seg del depósito en todo momento.
Pero, ¿cómo se debe despachar el depósito para lograr los mayores ingresos?
En el caso más simple, podemos suponer que el propietario u operador despachará la planta de acuerdo con una curva guía de depósito fija (que se ha calculado como la mejor estrategia promedio). Con esta estrategia, el contenido de agua del embalse seguiría el perfil estacional promedio que se muestra en el gráfico siguiente:
Al reducir el embalse antes de que se derrita la nieve en abril y almacenar agua para el invierno, incluso esta sencilla estrategia permite aumentar los ingresos en unos 10 000€ al año en promedio (aunque, durante algunos años, una curva guía de embalse fija puede incluso provocar una disminución de los ingresos en comparación con la producción simple a través de un río):
Por supuesto, esto no es suficiente para compensar el impacto negativo de la disminución del nivel general de precios.
Pero, ¿qué pasa con el envío de la planta de una manera más inteligente?
Si supiéramos de antemano cuándo los precios serían más altos y cuándo tendríamos una gran cantidad de entradas, sería posible elegir exactamente las mejores horas para producir energía por adelantado (por supuesto, teniendo en cuenta los requisitos de flujo ecológico y el contenido máximo de almacenamiento del embalse), lo que daría como resultado una curva guía de los embalses que es completamente flexible cada año en función de la entrada y los precios. El siguiente gráfico muestra la curva guía de reservorios óptima para los años 2014 a 2016:
Con un envío tan «perfecto», los ingresos podrían, en teoría, incrementarse en unos 140 000 euros al año (o alrededor del 19%) de media. Sin embargo, esto requeriría que el propietario u operador tuviera una visión perfecta de la evolución de los precios del mercado al contado y de la situación hidrológica, lo que, por supuesto, no es posible.
¿Qué parte del potencial de ingresos por flexibilidad se puede captar en la práctica?
En la práctica, la cantidad de «valor/ingreso agregado» por el uso del almacenamiento dependerá de varios factores:
algunos de ellos dependen de la calidad de los precios y de las previsiones hidrológicas, así como de los métodos de optimización aplicados por el propietario u operador de la planta. En el caso de la planta de ejemplo antes mencionada, los resultados de las pruebas retrospectivas de HYDROGRID muestran que al menos la mitad del potencial total (es decir, alrededor de 60 000€ al año de media durante el período de prueba) puede capturarse mediante la aplicación de métodos de previsión y optimización suficientemente sofisticados.
El siguiente gráfico compara el aumento de los ingresos debido al almacenamiento (según la estrategia de envío):
Esto significa que, lamentablemente, incluso con los mejores métodos de optimización posibles, el impacto negativo de la disminución general de los precios en los últimos años, por supuesto, no se puede neutralizar por completo.
Sin embargo, dependiendo del costo de la construcción (y de si es posible obtener o no un permiso de NVE), la construcción de una presa puede seguir siendo una buena decisión de inversión.
En este contexto, es importante señalar que la diferencia en el potencial de ingresos (en €/MWh) está aumentando con el tiempo como resultado del reciente aumento de la volatilidad del mercado y se espera que esta tendencia continúe debido a la mayor integración del mercado (véase la parte 1 de esta serie).
Las cifras dadas para este ejemplo específico de central eléctrica, por supuesto, no pueden generalizarse: el posible aumento de los ingresos (y la cantidad de este potencial que se puede aprovechar) variará considerablemente según las propiedades específicas de la central eléctrica en cuestión, como:
- El volumen total de almacenamiento en relación con la entrada anual y las especificaciones de la turbina
- La ubicación de la planta, que dicta la situación hidrológica y el área de mercado
- La existencia de requisitos de flujo ecológicos u otros factores que limitan la flexibilidad de envío
En consecuencia, la decisión de invertir en la construcción de una presa debe evaluarse cuidadosamente de forma individual en función de las propiedades físicas de la planta, la estrategia de optimización y despacho y, por supuesto, en función de las condiciones de financiación disponibles. En cualquier caso, el reciente aumento de la apertura de NVE a la hora de conceder permisos para la construcción de embalses debe considerarse una señal muy positiva, ya que brinda a los propietarios de las plantas una opción de inversión adicional que deben considerar en función de sus objetivos financieros individuales a corto y largo plazo.
En la tercera parte de esta serie, nos centraremos en las centrales eléctricas en las que la construcción de una presa no es técnicamente posible o no es económicamente sensata y en los desafíos relacionados con la previsión adecuada y la gestión del desequilibrio a las que se enfrentan en el nuevo entorno de mercado.
