Viabilidad del 100% renovable incluyendo en el modelo el almacenamiento y los costes (v2.0)

Antes de nada decir que este artículo es continuación del anterior sobre el mismo tema titulado Análisis de viabilidad de un mix eléctrico 90% renovable para 2030/35 y 100% para 2040. Este que nos ocupa es básicamente una evolución del modelo que habíamos desarrollado solo que más completo que el anterior (la versión 1). Probaremos esta vez, poniendo ya cifras concretas, que las necesidades de almacenamiento son mucho más bajas de lo que se podría pensar una vez que sobregeneramos. También arrojaremos estimaciones de los costes para los diferentes escenarios. Con este trabajo podemos ahora sí asegurar que la factibilidad en el medio plazo de alcanzar el 100% renovable con la tecnología actual es absolutamente factible y también la opción más económica.

Repasemos primero cuales son los añadidos y mejoras que, como veréis, son bastantes y algunas importantes.

Qué ha cambiado

  • Se ha mejorado la precisión de los resultados reduciendo los errores de redondeo que presentaban algunas operaciones intermedias.
  • Se amplió el histórico de datos todo lo posible. Ahora nos remontamos a junio del 2015 que es el periodo más antiguo sobre el cual la base de datos de ESIOS nos ofrece datos con granularidad horaria para las tecnologías de generación de fuentes renovables. Esto nos permite diluir un poco más los efectos de anomalías como la bajada de la demanda durante 2020 e introducir otras nuevas dando un mayor valor estadístico a los resultados. En total, 56573 horas registradas.
  • Se limpiaron los datos de la generación fotovoltaica transformando a valor 0 todas las horas nocturnas. Esto se hizo porque se detectó que REE daba producción nocturna debido supuestamente a errores de medición que se amplificaban al aplicar nuestras correcciones para homogeneizar los datos. Al ponerlos a 0 evitamos que esos errores crezcan ya que cualquier producto por cero sigue siendo nulo y también obtenemos unos datos más razonables sobre las horas a las que realmente generaría la fotovoltaica.
  • Se cambia la escala de la fotovoltaica (el eje Y) en la matriz 9×9 de escenarios para equilibrarla en potencia instalada respecto la de la eólica (eje X). Fotovoltaica ahora irá del escenarios 1X al 9X. Esto es porque dado que tenemos instalada aproximadamente la mitad de eólica que de fotovoltaica un 2X en FV equivale aproximadamente a un 1.5X en eólica.
  • Se introduce el almacenamiento. Hemos tenido en cuenta de añadirlo en tres tipologías distintas, baterías, bombeo e hidrógeno con las peculiaridades de cada una. Más adelante las explicaremos en detalle.
  • Se introducen los costes partiendo de los costes de capital por MW a precio actual.
  • Se ha implementado la optimización mediante algoritmos genéticos incluida en la librería de Python SciPy.

Metodología

A todo lo dicho en el artículo anterior aquí explicaré cómo hemos añadido el resto de elementos del modelo, básicamente almacenamiento y costes. Para el almacenamiento, como hemos dicho más arriba, hemos optado por desglosarlo en tres componentes en función de la duración del mismo. A la hora de modelizarlo hemos supuesto que cargarían durante las horas de exceso de Eólica + Solar y descargarían en las horas de déficit. Calculado este con esta ecuación tan sencilla:

Déficit energético = Demanda – Solar – Eólica

La prelación con la que se recurre a cada tecnología de almacenamiento viene determinada en el modelo por su duración y eficiencia. Así, suponemos que los sistemas más eficientes y de menor duración entran los primeros. Y el hidrógeno, entraría el último. La manera de conjugar la hidráulica con todo esto la resolveremos estableciendo umbrales de entrada para las tecnologías de LDES y de H2 de tal manera que dejen hueco a la hidráulica antes de entrar reservándose así solo para las horas en donde sean estrictamente necesarias.

Baterías de litio

Las baterías de litio son los sistemas de almacenamiento de mayor densidad volumétrica, mayor velocidad de respuesta y mayor eficiencia. Con las baterías de litio suele ser asequible añadir potencia pero costoso añadir más capacidad energética ya que no va desacoplada de la potencia. Esto hace que típicamente sean baterías de corta duración (máximo 4 horas). Además de eso está el hecho de que sufren degradación por uso. Suelen preverse unos 3500 ciclos de vida media. Suponiendo que gastamos un ciclo cada día esto serían unos 10 años antes de tenerlas que cambiar por otras nuevas. Si bien podrían durar más años teniendo en cuenta que pierden capacidad a razón de un 2.6% al año según LAZARD. Al final dependería mucho de cada proyecto pero difícilmente podría alargárseles la vida más allá de los 20 años con una capacidad ya de por lo menos la mitad que la inicial. Precisamente para alargarles al máximo esa vida es por lo que los módulos de baterías no usan toda su capacidad disponible sino que operan típicamente con una profundidad de descarga de máximo el 90%. Como curiosidad técnica añadir que cada vez es más frecuente ver proyectos de volantes de inercia y supercondensadores para ocuparse de estas fluctuaciones de alta frecuencia, sistemas con capacidad de más ciclos de uso pero menor densidad.

  • Ventajas
    1. Modularidad
    2. Escalabilidad en potencia (MW)
    3. Eficiencia (90%)
    4. Alta densidad volumétrica
    5. Velocidad de respuesta (gradiente de potencia)
    6. Se beneficiarán de la economía de escala dedicada a los BEV
  • Desventajas
    1. Corta duración (4h máximo)
    2. Sufren degradación (3500 ciclos de vida)
    3. No conviene usarlas al límite de su capacidad
    4. Riesgo de sobrecalentamiento e incendio
    5. Capacidad acoplada a la potencia

En el modelo hemos tenido en cuenta que su eficiencia era del 90% y que su duración era de 4 horas, es decir que a cada MW de potencia le corresponderían 4MWh de capacidad (son los valores de referencia de la industria ahora mismo). La degradación no ha sido considerada en sí misma pero en ulteriores versiones podría incorporarse un estudio de costes a largo plazo en el que la necesidad periódica de recambiar el parque de baterías de litio tuviese que estar contemplado. Finalmente, asumimos además que dado que son la tecnología con mayor velocidad de respuesta y mayor eficiencia de todas sería la que entraría primero a cubrir los déficits, antes incluso que la hidráulica.

  • Parámetros
    1. Potencia [MW]
    2. Capacidad = 4 * Potencia (4h) [MWh]
    3. Eficiencia = 0.90
    4. SOC (State of Charge) [MWh]

Bombeo hidráulico y otros LDES

Como ya comentamos actualmente el sistema peninsular cuenta con unos 4GW de bombeo hidráulico (3GW en ciclo cerrado). Y se están construyendo y planificando algunos más para esta década. El resto de tecnologías LDES (long duration energy storage) tienen mercados aún reducidos pero se espera que algunas de ellas experimenten grandes crecimientos los próximos años. Una de las más prometedoras por su modularidad serían las baterías de flujo en sus diversas variantes (de Vanadio, Zinc o Hierro). Y es que al final, el bombeo hidráulico está muy sujeto a la orografía y disponibilidad de pantanos. En el caso del sistema ibérico tenemos la suerte de contar con un buen potencial para el bombeo reversible y se va a explotar, pero otros países no tendrán tanta suerte lo que dará oportunidades a que se desarrollen diferentes alternativas.

  • Ventajas
    1. Escalabilidad en capacidad (MWh)
    2. Larga duración (de 10h a 150h según proyecto y tecnología)
    3. Sin degradación, ciclo de vida muy largo
    4. Profundidad de descarga del 100%
    5. Sin riesgos de sobrecalentamiento
    6. Potencia y capacidad desacopladas
  • Desventajas
    1. Tecnologías aún inmaduras y caras (a excepción del bombeo)
    2. Eficiencia menor en un rango de 0.65 a 0.80 según tecnología
    3. Baja densidad volumétrica, ocupan más espacio
    4. Baja modularidad (a excepción de las baterías de flujo)

En el LDES la heterogeneidad de proyectos y tecnologías es muy alta, incluso solo en los bombeos hay algunos de una capacidad enorme y otros más pequeños. Aún así, por simplicidad hemos decidido estandarizar el almacenamiento a largo plazo en una duración de 10 horas. Si bien teóricamente, para otros ejercicios podríamos considerar duraciones mayores. Respecto a la eficiencia y teniendo en cuenta que la mayoría de nuestros sistemas LDES serán bombeo hemos decidido presuponer una eficiencia de trabajo del 75%. Por último, en aras de conjugar la hidráulica y ser capaces de estimar correctamente hasta dónde se puede descarbonizar el mix hemos introducido otro parámetro. Y esto es porque hemos supuesto que la hidráulica entrará antes que las tecnologías LDES y que el H2. Esa es la única manera de mantener alto el aprovechamiento hidráulico y que el modelo no nos de a instalar almacenamiento de más. Un umbral de 5.000MW por ejemplo significaría que los LDES solo verterían para cubrir los déficits superiores a ese umbral presuponiendo que del resto se encargaría la hidráulica. Por simplificación fijaremos el umbral como la potencia tope de la hidráulica descontados los bombeos y aplicado el factor de capacidad (8400GW).

  • Parámetros
    1. Potencia [MW] > = 4.000 MW (4GW los suponemos ya construidos)
    2. Capacidad = 10 * Potencia (10h) [MWh]
    3. Eficiencia = 0.75
    4. Umbral de entrada = (17000 – 3000) * 0.6 = 8400 [MW]
    5. SOC [MWh]

Hidrógeno electrolítico

La introducción del hidrógeno era una opción a tener en cuenta si se quería lograr acercarse a niveles de prácticamente el 100%, como vimos en el ejercicio del artículo anterior. Esos eventos infrecuentes solo pueden ser cubiertos o bien con gas, con mucha hidráulica si se tiene disponible, con interconexión o con tecnologías que permitan una gran capacidad de almacenamiento. Y ese sería el caso del hidrógeno de origen electrolítico. Una característica a tener en cuenta aquí es que la potencia está desacoplada entre potencia de carga y potencia de descarga que podrían tener valores bien distintos. Lo normal y dado que el H2 estaría reservado para situaciones infrecuentes es que la potencia instalada de carga (los electrolizadores en este caso) fuese sustancialmente inferior a la de descarga (tal vez ciclos combinados adaptados o células de combustible).

  • Ventajas
    1. Gran capacidad de almacenamiento
    2. Posibilidad de exportarlo e importarlo por barco o gaseoductos
  • Desventajas
    1. Muy baja eficiencia 0.35 en todo el ciclo. (0.65 la electrólisis y 0.55 la combustión)
    2. Muy baja densidad volumétrica a presión atmosférica
  • Parámetros
    1. Potencia de carga [MW]
    2. Potencia de descarga [MW]
    3. Capacidad [MWh]
    4. Eficiencia = 0.35
    5. Umbral de entrada = 8400 [MW]
    6. SOC [MWh]

Incorporando los costes

Para los costes hemos echado mano de varias fuentes, principalmente los informes de LAZARD, también informes sobre costes de bombeo así como los precios actuales de mercado de los Megapacks de Tesla. Los valores escogidos para incluir en el modelo al final han sido los siguientes:

  • Fotovoltaica: 875 $/kW
  • Eólica terrestre: 1675 $/kW
  • Eólica marina: 2420 $/kW (corregido por su mayor factor de potencia)
  • Baterías de litio: 1100 $/kW
  • Bombeo hidráulico: 2000 $/kW*
  • Electrolizadores: 1000 $/kW*
  • Almacenamiento de H2: 600 $/kWh *
  • Ciclos combinados: 500 $/kW (los suponemos ya construidos)**

* Estos precios son meras estimaciones basadas en lo que hemos visto en varias referencias. Sobre los bombeos no existe una estandarización de los costes en los proyectos, en el resto de tecnologías LDES los costes aún están poco establecidos más allá de lo que promete la industria. Con los electrolizadores y los depósitos para almacenar H2 ocurre lo mismo, apenas hay proyectos aún a suficiente escala. Así que los costes introducidos son orientativos, están fundamentados en costes actuales pero son imprecisos.

** Hemos presupuesto que se priorizaría adaptar nuestros ciclos combinados para el uso y despache del hidrógeno electrolizado. Si bien lo normal es que requiera de inversiones para adaptarlos aquí no hemos encontrado ninguna fuente que nos indique cual sería el coste de esos proyectos así que la cifra que damos es un valor basado en el supuesto de que el grueso de la inversión (las plantas de CC) ya está hecha.

Resultados

El modelo básico

En primer lugar vamos a recalcular los resultados base teniendo en cuenta tan solo eólica , solar e hidráulica sin tener en cuenta los bombeos. Todos estos resultados hay que tener en cuenta que son a tecnología actual pero a su vez a demanda actual. Es previsible que tanto los costes como los factores de capacidad irán mejorando con el tiempo y a su vez es muy posible que la demanda crezca con lo que los valores hay que tomarlos como estimaciones cercanas. Así elegimos como valores iniciales (1X) para cada tecnología:

  • Eólica: 28 GW
  • Hidráulica: 8.4 GW (resultado de restar la potencia de los bombeos y aplicar una reducción del 40%)
  • Fotovoltaica 13.8 GW
  • Termosolar: 2.3 GW
Hemos equilibrado en términos de potencia instalada ambos ejes. En España un 2X en eólica equivale aproximadamente a un 3X en fotovoltaica en términos de MW de potencia instalados.

Añadiendo los bombeos hidráulicos ya instalados

Para poder introducir la potencia de bombeo de la que ya disponemos hemos tenido primero que considerar los proyectos que tenemos. Hemos seleccionado solamente los de ciclo cerrado y semi-cerrado lo que nos da un total de 6 complejos con unos 3GW de potencia reversible agregada y 35GWh de capacidad. Por mantener el estándar en LDES que nos habíamos fijado redondearemos a la baja a unas 10 horas de duración (30GWh) y por simplicidad del modelo agruparemos todos los proyectos en uno solo de 3GW/30GWh.

Dado que REE no separa la hidráulica del bombeo en los datos de generación eléctrica vamos a tener que hacerlo nosotros. De manera que para el modelo reducimos la potencia instalada hidráulica en 3GW, pasando así de 17 a 14GW que con el 60% del factor de potencia aplicado se quedan en unos 8.4GW disponibles en cada momento. Hay que decir que el bombeo actualmente está infrautilizado ya que nuestro mix realmente no genera excedentes aún. Eso cambiará en los próximos años a medida que se instale más eólica y fotovoltaica. Así pues, una vez introducimos el bombeo la cosa queda tal que así:

Así queda el cuadro cuando tenemos en cuenta la hidráulica y consideramos también el bombeo que ya tenemos instalado. Vemos cómo a partir del escenario 4X/3X ya podríamos estar en un escenario de 90% renovable.

Midiendo el aprovechamiento de los excedentes

En esta tabla vemos como gracias a los bombeos estos pueden absorber los excedentes de doblar la potencia fotovoltaica o incrementar la eólica en un 50% pero no mucho más allá. (Excedentes medidos en % de horas respecto al total)
Si medimos los excedentes en % de MWh respecto al total aquí la cosa es algo más favorable y vemos como el bombeo puede absorber el grueso de los excedentes que se van a empezar a generar a corto plazo, tenemos margen y tiempo para adaptarnos. En el caso más extremo 9X/5X los excedentes llegan a superar el consumo total.

Notar que estos excedentes son suponiendo que no tenemos potencia «inflexible». Está procede fundamentalmente de la nuclear y de la cogeneración. Así que a medida que crezca el share renovable habrá que ir reduciendo esas dos fuentes. Aún así será difícil hacerlo al mismo ritmo por lo que los excedentes se acumularán antes en mayor medida probablemente lo que obligará a adelantar cierres para acompasar el crecimiento renovable si este se acelera.

Y aquí el gráfico del ratio entre la energía generada de origen renovable (solar + eólica + hidráulica) respecto al total de la demanda.

Validación del modelo y escenarios futuros

El primer escenario que exploraremos será uno muy parecido al que presenta el propio escenario objetivo del PNIEC para valorar la verosimilitud de sus cifras a la vez que validar nuestro modelo. Los técnicos del ministerio estiman un crecimiento lineal tanto para eólica como fotovoltaica y también un crecimiento de la demanda del 7% para 2030. Respecto al bombeo hidráulico, actualmente hay proyectados unos 3 GW adicionales a realizar en la presente década, lo que significa un incremento de un 50% cada lustro respecto a la potencia actual. A más largo plazo se ha estimado que se podría llegar a un tope de entre 10 a 15 GW.

El PNIEC, además, estima un desembolso total en la presente década de 236.000 M€ entre inversiones públicas y privadas. No solo en instalar generación y almacenamiento sino también en mejoras de eficiencia energética y en las redes de transporte de electricidad no contempladas en este análisis. De ese montante se concreta que 125.000 de los cuales irán dedicados a renovables y redes, la mayoría inversión privada. De ahí que nuestra estimación de costes, solo basada en las instalaciones sirva como cota mínima orientativa.

%REól.FVBat.BombeoDemandaCoste*
202145%1.0X1X0.01.0X1.00X
202561%1.4X2X0.71.5X1.03X30
203074%**1.8X3X2.52.0X1.07X62***
203584%2.2X4X5.02.5X1.10X94
204091%2.6X5X8.03.0X1.14X127
Crecimientos según escenario objetivo del PNIEC. *Coste acumulado sin tener en cuenta ninguna reducción de precios (en miles de millones de euros). **El PNIEC prevé alcanzar un 74% para 2030, con un 73.8% nuestro modelo lo clava. ***Nuestra cifra se queda a la mitad de los 125 debido a que seguro, ellos contemplan otros gastos como mejoras de la red.
% RenovableEól.FVBat.BombeoDemanda
202563%1.5X2X0.71.5X1.03X
203082%2.0X4X2.52.0X1.07X
203592%2.5X6X5.02.5X1.10X
204096%3.0X7X8.03.0X1.14X
205099%5.0X10X10.04.0X1.30X
Escenario ambicioso con aceleración tanto en el crecimiento fotovoltaico como en el eólico
% REól.FVBat.*Bom.H2*Demanda
202563%1.5X2X0.71.5X01.03X
203082%2.0X4X2.52.0X0.5/1001.07X
203592%2.5X6X5.02.5X1.0/2001.10X
204097%3.0X7X8.03.0X1.5/5001.14X
205099%5.0X10X10.04.0X3/10001.30X
Escenario ambicioso añadiendo hidrógeno. *Baterías [GW] de 4h de duración. Hidrogeno [GW/GWh].

En el escenario ambicioso se podría decir que para 2035 ya estaríamos en disposición de acercarnos al 100% renovable, si ampliásemos la interconexión. Y las tecnologías no-flexibles, nuclear y cogeneración tendrían que cerrar pues no habría demasiado hueco para ellas. Otro aspecto observado bastante relevante es que el hidrógeno no aportaría una mejora significativa. Especialmente si se puede desplegar buena potencia tanto en bombeo como en baterías, tecnologías ambas más eficientes que el H2. En mi opinión el hidrógeno solo tendría sentido para atender eventos infrecuentes pero para ese menester parece merecer mucho más la pena invertir en reforzar la interconexión con otros países antes que hacer un ingente dispendio en una infraestructura que se usará con muy poca frecuencia.

En este gráfico vemos como tanto las baterías de 4h como el bombeo y LDES de +10h se usaría intensamente mientras que el H2 solo jugaría un papel significativo en contados eventos manteniéndose la reserva casi al máximo la mayor parte del tiempo.
Evolución del SOC de los sistemas de almacenamiento establecidos en el escenario objetivo 2030 del PNIEC. En este escenario, mucho más modesto que el anterior, las baterías estén más tiempo con bajo nivel de carga que con alto.

La curva de coste

Una vez tenemos un modelo validado. Una de las cosas más interesantes a hacer es evaluar la curva de costes. Esto es, para una proporción dada de potencia eólica y solar ir viendo cuanto varía el coste del sistema para lograr un 100% renovable. Para nuestro ejercicio hemos escogido tres escenarios distintos. Uno en el que instalamos potencia eólica y solar al 50% otro en el que la relación es 2/3 eólica y 1/3 solar que sería el más parecido a nuestra situación actual por ahora y otro de 2/3 solar y 1/3 eólica. Notar que 1GW de potencia solar no genera lo mismo que 1GW de potencia eólica debido al mayor factor de capacidad de esta última. En concreto el GW eólico genera en España 1.3 veces más energía que el fotovoltaico. Todos los escenarios se han calculado sobre una demanda un 10% superior a la actual.

La curva de costes claramente no es simétrica y nos indica que és menos costoso pasarse de sobregeneración que de almacenamiento. Por debajo de 1.4X un mix dominante en eólica como el nuestro sería el más indicado. De los tres escenarios considerados vemos que la región de menor coste se encuentra en el mix equilibrado alrededor de 1.5X. Por encima de 1.7X el mix con dominancia solar sería el mejor.

Otra conclusión interesante es que, según el modelo, descarbonizar al completo el mix eléctrico supondría solo en instalación de eólica, solar y almacenamiento un desembolso de uns 220.000 millones de € a costes actuales. Aquí no tengo en cuenta otras inversiones necesarias en las mejoras de la red y las interconexiones. Naturalmente lo normal es que muchas de las tecnologías que se van a usar sigan reduciendo sus costes mientras se despliega el sistema por lo que estas cifras podrían ser en realidad más bajas al final.

Añadir que para llegar a un mix que solo utilice renovables no hace realmente falta llegar al 100%, nos bastaría llegar por ejemplo al 99% y suplir el restante con interconexión que para eso la tenemos. Hemos consultado cuánto es el flujo de interconexión en nuestro histórico de datos para los tres principales países a los que estamos conectados, Portugal, Francia y Marruecos y es el siguiente.

FranciaPortugalMarruecosTOTAL
Importación5.2%2,8%0,1%8,1%
Exportación– 1,5%– 2,8%– 1,2%– 5,5%

Como vemos, solo con estas interconexiones ya tenemos un margen importante para poder ajustar pequeños huecos que se puedan producir en un rango de un 5% hacia arriba o abajo. En el futuro, más y mejores interconexiones podrían incrementar ese rango y conectarnos con países más alejados lo que redundaría en una mayor diversificación y descorrelación con todos nuestros vecinos.

Conclusiones

Hemos validado el modelo al obtener el mismo resultado para el escenario objetivo a 2030 recogido en el PNIEC lo que nos induce a pensar que el modelo es en esencia una simplificación bastante correcta.

Para el caso de España parece a priori, según las curvas de costes, que un mix renovable obligaría a instalar un sistema que sobreprodujese en un rango de un 50 a un 70% por encima de la demanda. Siendo más rentable a largo seguir poniendo solar que eólica. Pero esto se ha calculado para cubrir en más del 99,5% de las horas con renovables. En la práctica no hará falta llegar a tanto gracias a la interconexión. Encontrando soluciones mediante algoritmos de optimización podemos ver que tan solo sobreproduciendo en un 25% ya podríamos llegar a porcentajes de cobertura muy altos, de algo más del 98%.

Solución 98.2%: 95GW FV + 78GW Eól. + 10GW BESS_4h + 20GW LDES_10h = 200MM$ / 1.26X

Solución 99.4%: 117GW FV + 92GW Eól. + 10GW BESS_4h + 20GW LDES_10h = 247MM$ / 1.49X

En cualquier caso, esta es la cifra, de 200.000 – 250.000 millones de € para descarbonizar un mix con un 10% más de demanda que el actual. Puede parecer mucho, pero hay que tener en cuenta el beneficio enorme que significaría para el sistema una vez que todas esas tecnologías estén amortizadas y produciendo a costes marginales ridículamente bajos. Nada podría competir con eso. Además de los breves plazos de despliegue y del hecho de que en principio los costes van a ir bajando durante el tiempo que dure la transición, esta no será la cifra definitiva, es solo la cifra de partida. Así, una inversión de 250MM$ a precio actual a desembolsar en 10 años sobre una tecnología que reduce su coste, por ejemplo, en un 5% anual significaría que tras esos diez años realmente nos habría costado 180MM$. Destacar la importancia de que además de bombeos haya baterías en el mix ya que estas tienen un efecto no computable en el modelo que es el de introducir una competencia adicional gracias a su modularidad. Eso lleva a aumentar la cantidad de actores que gestionan almacenamiento y a que el precio de este se ajuste por la banda baja y no como ahora que pueden arrimarlo a precios de la energía más alta.

Señalar por último que, la idea de mantener las nucleares a largo plazo será imposible, contraproducente de hecho, pues estas tienen costes marginales demasiado altos e imposibles de bajar, lo que básicamente las irá sacando del mercado. En ese sentido es Francia quien tiene el mayor problema a medio plazo y no el resto de países. Cuanta más potencia inflexible se tenga en esta transición que viene, peor. Si alguien quiere entender porqué las nucleares no podrán mantenerse abiertas por mucho tiempo, basta ver el mapa de escenarios con el % de horas no cubiertas por el mix renovable aplicando los valores de demanda y almacenamiento esperados para el escenario objetivo 2030 del PNIEC (2.5GW baterías + 6GW de bombeo).

Es impensable que una tecnología como la nuclear que requiere de una producción constante y a un precio moderadamente alto pueda ser económicamente competitiva en escenarios con tan pocos picos. Cada año será peor y, como vemos, la situación evolucionará muy rápidamente durante el presente lustro.

Fuentes

[1] Lazard’s Levelized Cost of Energy, Storage and Hydrogen

[4] Factsheet Energy Storage https://www.eesi.org/papers/view/energy-storage-2019

[5] Tesla Megapack Prices https://www.thestreet.com/tesla/news/new-tesla-megapack-details-price

[6] https://www.energy.gov/energy-storage-grand-challenge/downloads/2020-grid-energy-storage-technology-cost-and-performance

[7] https://pv-magazine-usa.com/2020/07/03/nrel-study-backs-hydrogen-for-long-duration-storage/

[8] https://elperiodicodelaenergia.com/espana-acoge-casi-la-mitad-de-los-proyectos-de-interes-comun-de-almacenamiento-para-la-ue/

[9] https://www.miteco.gob.es/images/es/notaexplicativadelborradordelpniec2021-2030_tcm30-487346.pdf

Acerca de Víctor García

Licenciado en física, máster en física computacional y posgraduado en técnicas cuantitativas para los mercados financieros. Ha trabajado como personal docente investigador en la UPC y como técnico de banca en una gestora de fondos de inversión. Actualmente interesado en la transición energética y en encontrar nuevas formas de gobernanza colectiva que permitan el ejercicio de una soberanía popular real así como por la modelización basada en agentes, la vida artificial y el aprendizaje automático.
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