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Especial dedicado a fotovoltaica, publicado a modo de separata de la edición de Abril 2019 de FuturENERGY para su distribución especial en InterSolar Europe, evento celebrado del 14 al 17 de Mayo en Munich, y en el que FuturENERGY participó activamente como media partner. Y que se distribuirá asimismo en los siguientes eventos: MIREC Week (México, 20-23/05), ENERGYEAR Andina (Colombia, 29-30/05), InterSolar Summit Spain (España, 18/06), ENERGYEAR Mediterránea (España, 3-4/07), Exposolar Colombia 2019 (Colombia, 11-13/07) y LATAM Renovables (Uruguay, 22-23/07) con los que FuturENERGY también colabora como media partner.

El contenido de este especial es el siguiente:

EN PORTADA
GROWATT. Soluciones fotovoltaicas y de almacenamiento energético flexibles para todos los segmentos de mercado

EN CONTRAPORTADA
Los módulos de LONGi Solar demuestran sus altas prestaciones en exigentes pruebas en condiciones reales

FOTOVOLTAICA
Seguimiento bifacial, un negocio real
Nuevos inversores para el mercado español
Energía de emergencia para una planta fotovoltaica que abastece a 138.000 hogares en México
Sertao I, una planta fotovoltaica brasileña con sello español, encabeza el ranking de eficiencia
El RD de autoconsumo pone al consumidor en el centro de la transición energética
Nuevo planteamiento para la movilidad eléctrica. Recargar el vehículo eléctrico con energía solar
Primer PPA entre viviendas residenciales, gracias al nuevo RD de autoconsumo

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Siemens Finlandia ha creado una nueva empresa para ampliar la actividad de su central eléctrica virtual. Vibeco (Virtual Buildings Ecosystem) es un enfoque innovador con el objetivo de aumentar los beneficios de los sistemas energéticos, cada vez más descentralizados. El centro de esta empresa es una plataforma de software, operada por Siemens, que equilibra de forma inteligente cargas eléctricas de edificios que han sido conectados en una microrred, la incorporación de energías renovables y el almacenamiento de energía.

La nueva plataforma de servicios de centrales eléctricas virtuales (VPP) es una respuesta a la demanda digitalizada que permite, por primera vez, combinar las pequeñas cargas eléctricas de edificios o emplazamientos industriales, de modo que los operadores de la construcción puedan revender la energía al mercado de reserva, con el objetivo último de aumentar la flexibilidad de la electricidad.

Con esta tecnología estamos configurando un nuevo mercado en el límite de la red“, explicó. Cedrik Neike, Director General de Siemens Smart Infrastructure. “Junto con el Gobierno de Finlandia, somos pioneros en un modelo de sistemas energéticos descentralizados que benefician a los servicios públicos, a las empresas y a la sociedad. La complejidad de equilibrar las cargas entre edificios, la red e incluso con infraestructura eMobility requiere un dominio de la demanda y oferta“.

El servicio VPP ayuda a equilibrar el consumo de energía y disminuye por tanto, la necesidad de reserva y, en consecuencia, la reduce las emisiones de dióxido de carbono. El operador nacional de red, Fingrid, compensa a los propietarios cuando el VPP se alimenta energía en la red pública. Así mismo, el Ministerio de Economía y Empleo de Finlandia está concediendo una subvención de 8,4 millones de euros para las inversiones tecnológicas necesarias.

Siemens ya tiene dos clientes potenciales para su enfoque VPP: los ferrocarriles finlandeses para conectar la icónica Estación Central de Helsinki, así como dos estaciones de tren en una microrred en vistas a crear una planta de energía virtual.

La energía renovable es un reto para todo el sistema energético Queremos estar preparados para el cambio” afirma Juha Antti Juutinen, Director de Bienes Raíces de la empresa finlandesa de Ferrocarriles.

Lappeenranta, una ciudad de 75.000 habitantes cercana a la frontera con Rusia, comenzará construyendo nueve edificios públicos a escala para conectar otros 50 edificios más a una ciudad microgrid (redes de energía personalizadas para empresas, instituciones o familias).

El servicio de la central eléctrica virtual disminuye el impacto ambiental de la ciudad y genera ingresos adicionales“, dice Markku Mäki-Hokkonen, Gerente de Desarrollo de la ciudad de Lappeenranta.

La plataforma VPP de Siemens se aprovecha la optimización energética del centro comercial Sello, una propiedad de 100.000 m2 situada en las afueras de Helsinki. La microrred de Sello combina la eficiencia energética y el almacenamiento, la optimización de las puntas de carga y la producción propia de electricidad. Además, el suministro de energía adicional al mercado de las reservas ha generado unos ingresos anuales de alrededor de 650.00euros anuales para los propietarios del centro.

Los vehículos eléctricos están encaminados a dominar las ventas globales de vehículos de pasajeros y autobuses para el año 2040, y menoscabar significativamente el mercado de camionetas y camiones de corta distancia, según el último pronóstico de BloombergNEF (BNEF). Según su informe Electric Vehicle Outlook 2019, que analiza la cambiante economía de distintos segmentos y mercados geográficos de vehículos, los vehículos eléctricos conformarán el 57% de las ventas globales de vehículos de pasajeros para 2040, un poco más que el pronóstico de hace un año. Los autobuses eléctricos mantendrán el 81% de las ventas de autobuses municipales para la misma fecha.

Por primera vez, BNEF ha incorporado en su pronóstico información detallada sobre el mercado de vehículos comerciales. Estas proyecciones muestran que los modelos eléctricos tomarán un 56% de las ventas de vehículos comerciales ligeros en Europa, EE.UU. y China dentro de las próximas dos décadas, además del 31% del mercado de vehículos comerciales medianos.

Cuota de ventas anuales de vehículos eléctricos por segmento
Cuota de ventas anuales de vehículos eléctricos por segmento

Los camiones pesados probarán ser el segmento más difícil de penetrar para el mercado de vehículos eléctricos, con ventas limitadas al 19% en 2040. Su uso práctico será mayormente para aplicaciones de distancia corta. Sin embargo, los camiones pesados convencionales de largas distancias también enfrentarán otra competencia, no de vehículos eléctricos, sino de alternativas que usan gas natural y células de combustible de hidrógeno.

Las conclusiones de BNEF son contundentes con respecto al uso de combustibles fósiles en el transporte por carretera. La electrificación aún llevará tiempo, ya que las flotas a nivel global cambian lentamente, pero una vez se ponga en marcha en la década de los 2020, comenzará a difundirse a otras áreas del transporte por carretera.

La función de los servicios de movilidad compartida, como ride-hailing y car-sharing, serán importantes en este panorama cambiante. Estos servicios representan menos del 5% de toda la distancia recorrida a nivel mundial en el momento, pero es probable que aumente un 19% en 2040. El equipo de BNEF no espera que los vehículos autónomos tengan un impacto sobre el transporte global y los patrones energéticos hasta la década de los 2030.

El principal impulsor de la electrificación durante los próximos 20 años serán la continua reducción de los costes de las baterías, lo que hará que los vehículos eléctricos sean más económicos que las alternativas con motores de combustión interna para mediados o a finales de los 2020s en casi todos los mercados, tanto por coste de vida útil como por coste inicial. Desde 2010, el coste promedio de las baterías de ion-litio por kWh ha caído en un 85% por una combinación de economías de escala en la fabricación y las mejoras tecnológicas.

El informe de BNEF estima que China seguirá liderando, representando el 48% de todos los vehículos eléctricos de pasajeros vendidos en 2025 y el 26% en 2040, en tanto los demás mercados se ponen al día. Europa superará a EE. UU. como el mercado número dos de vehículos eléctricos a nivel mundial durante la década de 2020s. La electrificación en los mercados emergentes será mucho más lenta, lo que llevará a la fragmentación del mercado mundial.

El aumento agregado, sin embargo, será impresionante. BNEF espera que las ventas de vehículos eléctricos de pasajeros aumenten de 2 millones a nivel mundial en 2018 a 28 millones en 2030 y 56 millones para 2040. Mientras tanto, las ventas de vehículos de pasajeros convencionales caerán a 42 millones para 2040, de alrededor de 85 millones en 2018. Se espera que el apoyo legislativo, como las regulaciones sobre la economía del combustible y el nuevo mandato de vehículos energéticos de China, impulse el mercado del vehículo eléctrico en los próximos 5-7 años antes de que los aspectos económicos se apoderen de la última mitad de la década de los 2020.

Cuota de flota de vehículos eléctricos por segmento
Cuota de flota de vehículos eléctricos por segmento

Las industrias del petróleo, de la electricidad y de las baterías serán verán impactadas por el aumento de los vehículos eléctricos. Hace un año, BNEF estimó su impacto sobre la demanda del combustible de vehículos en 7,3 millones de barriles por día para 2040. Sin embargo, ya casi se ha duplicado a 13,7 millones de barriles por día, en parte debido a los nuevos pronósticos de electrificación para el sector de vehículos comerciales y, paradójicamente, en parte porque la eficiencia del combustible de motores de combustión interna se espera que avance más lentamente de lo que se había pensado anteriormente. Eso quiere decir que cada vehículo eléctrico sustituye a uno convencional que podría haber usado una mayor cantidad de combustible.

BNEF ahora estima que los vehículos eléctricos sumarán un 6,8% al consumo global de electricidad en 2040, y que impulsarán un aumento en la demanda de baterías de ion-litio para dichos vehículos, de 151 GWh en 2019 a 1.748 GWh en 2030. Habrá que generar nueva capacidad minera para todos los materiales de baterías para evitar que esto cause una crisis de oferta.

A pesar de los cambios radicales en marcha, el panorama para las emisiones del transporte por carretera no es todo color de rosa. El equipo de BNEF estima que el tamaño de la flota global de vehículos de pasajeros convencionales seguirá creciendo hasta 2030. Esto significa que las emisiones de vehículos de carretera seguirán creciendo en la próxima década, seguido por una fuerte caída en los años antes de 2040, lo cual sólo los devolverá a niveles similares a los de 2018.

Se ha celebrado en Madrid el Foro Industrial del Gas 2019, bajo el lema “El nuevo marco del gas como oportunidad para la industria”, un encuentro anual organizado por GasINDUSTRIAL que contó con importantes personalidades de las industrias españolas consumidoras de gas y del sistema gasista.

 

 

Costes del gas para la industria, desventaja competitiva

Los precios que paga el industrial español son de media, dependiendo del país, entre un 20 y un 25% más altos que los de sus competidores europeos. Y en el coste final esta diferencia se eleva, ya que los peajes están en España un 45% por encima de los de la media europea, una realidad que incide directamente en la competitividad  de sectores como el papelero, siderúrgico, cerámico, cogeneración, químico, vidrio, refino y otros muchos cuyos procesos productivos son intensivos en gas.

Los diez objetivos arrancan por lograr que los costes regulados del sistema no soporten conceptos que no correspondan a servicios realmente prestados, por bajar sustancialmente esos costes y que estas reducciones se trasladen a los peajes y no a reducir la deuda histórica del sistema, y que las reducciones de las tarifas de peajes repercutan en una bajada sustancial a la industria. Asimismo citó la necesidad de que la CRE baje el precio de los peajes de atravesar Francia y que la conexión por los Pirineos Orientales (STEP) se haga realidad.

El presidente señaló que MibGas debe alcanzar la plena liquidez en la curva de productos de hasta dos años, que deben eliminarse las barreras de entrada de gas al sistema mediante un hub de GNL con total liquidez, y que es vital la participación de los consumidores industriales directos en el mercado. Y pidió también que no se incrementen los impuestos por consumo del gas, en especial por transferencia de costes de política energética.

Además, Javier Esteban anunció que la Asociación ha promovido la puesta en marcha de una iniciativa de asociaciones -ACOGEN, ANFEVI, ANFFECC, AOP, ASCER, ASPAPEL, CONFEVICEX, FEIQUE, y UNESID-, cuyos industriales son consumidores de gas, con el objetivo de actuar como interlocutor de la industria con el sistema gasista en el tema de los cambios legislativos que han de dar paso a un nuevo marco normativo que supondrá una puesta al día de los costes de peajes y también un avance en la apertura a la liberalización efectiva de entrada de gas al sistema, algo trascendental para las industrias consumidoras de gas.

Red Eléctrica de España, ha iniciado en la web del operador del sistema eSios la publicación diaria del precio por MWh con el que se compensará a los autoconsumidores que viertan a la red la energía que no utilicen. Para ello, el usuario ha de tener un contrato de tarifa regulada o Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor con una comercializadora de referencia y estar acogido al mecanismo de compensación simplificada definida en el Real Decreto 244/2019.

 

Ésta es una de las medidas aprobadas por el Ministerio para la Transición Ecológica que pretende impulsar las tecnologías de autoconsumo y de generación distribuida de origen renovable, reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera asociadas a la generación de electricidad y servir como herramienta para alcanzar los retos de descarbonización y lucha contra el cambio climático.

Este precio, con el que se compensará a los autoconsumidores, es el resultado de restar al precio medio horario (basado en el resultado del mercado diario e intradiario para cada hora del día) el coste de los desvíos. Para el cálculo de este valor no se tienen en cuenta los peajes de acceso. De esta manera, los autoconsumidores que viertan el excedente de generación renovable en la red, obtendrán una reducción sobre su factura de electricidad.

Según el Plan Nacional Integrado de Energía y clima 2021-2030, el autoconsumo es una herramienta relevante para alcanzar los objetivos de reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera y lucha contra el cambio climático fijados para 2030 en dicho documento.

El Hogar Residencial Parque Zapateira, en A Coruña, se consolida como un nuevo concepto de residencia geriátrica donde Vaillant ha jugado un papel importante en la climatización del edificio.

El inmueble, de 300 m2, presentaba necesidades tanto en materia de calefacción como refrigeración y agua caliente sanitaria (ACS). Para dar respuesta, Vaillant propuso una solución centralizada con aerotermia, que ejecutó la empresa gallega IDM PEREIRA.

Esa solución, con la que se quiere conseguir una temperatura constante de 22º C, descansa en la instalación de dos bombas de calor aroTHERM VWL 155 de 15 kw. Se optó por este modelo por su capacidad de atender las necesidades de calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria.

La instalación se complementa con dos depósitos multienergía allSTOR VPS/3 plus de 2.000 litros de capacidad. Este sistema de acumulación es el corazón de un sistema de calefacción eficiente y de bajo consumo energético. El segundo elemento complementario de esta instalación son dos módulos hidráulicos aguaFLOW VPM 40/45/2W para generar agua caliente en el grado justo de temperatura deseada.

AroTHERM es una bomba de calor versátil, compatible con otros sistemas y de instalación sencilla que es capaz de utilizar la mayor cantidad de energía renovable sin apenas realizar emisiones de CO2 al medioambiente. Además, es la solución perfecta como sistema renovable tanto para nueva edificación como en una instalación de calefacción convencional ya existente.

Este sistema de climatización otorga al Hogar de personas mayores Parque Zapateira: máxima eficiencia y ahorro, calefacción, agua caliente y refrigeración con el mismo generador así como producción instantánea de ACS sin necesidad de realizar tratamiento antilegionella en la acumulación.

Naturgy ha desarrollado un proyecto de I+D+i consistente en una plataforma de software inteligente para optimizar instalaciones energéticas renovables en edificios. El proyecto ha sido cofinanciado por Corporación Tecnológica de Andalucía (CTA) y se ha realizado en colaboración con el grupo de investigación de Termotecnia de la Universidad de Sevilla (US), siendo el catedrático Servando Álvarez el investigador principal del mismo.

El proyecto, denominado PIDIM, ha recibido el premio EnerTIC a la mejor iniciativa TIC en Smart Buildings 2018, otorgado por la Plataforma de empresas TIC para la eficiencia energética EnerTIC.
El objetivo de Naturgy con este proyecto es disponer de una herramienta propia que permita ofrecer al mercado servicios energéticos de alto valor añadido, con instalaciones que incluyan generación eléctrica distribuida y almacenamiento térmico y eléctrico. La plataforma inteligente desarrollada permitirá, a partir de datos básicos de consumo y características del edificio, identificar las soluciones más adecuadas a la tipología del edificio en cuestión y sus variables de contorno. Además, incluye la variable de la movilidad eléctrica y cómo integrarla adecuadamente en el edificio.

Los investigadores del grupo de Termotecnia de la Universidad de Sevilla señalan que “esta plataforma de dimensionado automático permite estudiar miles de alternativas de una manera rápida y robusta y tiene en cuenta las necesidades, zonas, usos y otras muchas características del edificio para ofrecer una solución energética óptima, que incluye instalaciones complejas de multigeneración (no sólo electricidad, sino también frío y calor) y almacenamiento”.

A partir de los datos de consumo del cliente, la plataforma proporciona una solución a nivel de anteproyecto de una instalación de multigeneración. Los campos de aplicación principales serán tanto edificios existentes del sector terciario, con un consumo energético significativo, como instalaciones de multigeneración que incluyan tecnologías innovadoras de producción energética mediante energías renovables apoyadas por sistemas de almacenamiento térmico y eléctrico. El uso de esta herramienta permitirá incluir, desde fases muy incipientes de un proyecto de servicios energéticos, medidas relacionadas con el potencial de ahorro.

Holaluz ha firmado un acuerdo con Chint Energy para promover instalaciones fotovoltaicas que tendrán una capacidad de 500 MWp. Las dos compañías estudiarán conjuntamente las posibilidades del mercado para la adquisición de los proyectos. Con la firma de este contrato, Holaluz se compromete a adquirir entre 5 y 15 años la energía eléctrica producida por las instalaciones fotovoltaicas que Chint Energy promoverá en España. La operación supone una inversión cercana a los 350 M€ y se prevé que abastezca a unos 300.000 hogares.

Según Carlota Pi, cofundadora y presidenta ejecutiva de Holaluz: “Este acuerdo afianza el crecimiento de Holaluz como líder de la transformación energética en España. Nos permite seguir creciendo exponencialmente en número de clientes y poder garantizar una estabilidad de precio a nuestros clientes.

Por su parte, Luz Ma Chen, directora general de Chint Energy, manifiesta: “Este acuerdo supone un hito fundamental para una empresa de capital chino, ya que nos permite colaborar con una de las eléctricas más importantes en España y nos garantiza la compra de energía de los proyectos que deseamos desarrollar y construir en este país. Así mismo, este proyecto demuestra la apuesta decidida de nuestra empresa y de nuestros partners chinos por el mercado español de la energía solar fotovoltaica. El acuerdo confirma nuestra política de expansión en el desarrollo y la construcción de instalaciones solares fotovoltaicas tanto en suelo como en cubiertas industriales, donde también estamos realizando una importante inversión con nuevos proyectos”.

Holaluz: 1.000 MW en PPAs en 3 años

Holaluz se ha propuesto alcanzar los 1.000 MW en PPAs para finales de 2021. El fuerte ritmo de crecimiento que está experimentado la compañía obliga a buscar este tipo de contratos para poder asegurar un precio estable a sus clientes, así como garantizar que esta energía sea de origen renovable.

Un PPA es un contrato de compraventa de energía a largo plazo. Este acuerdo define los términos para la comercialización entre el vendedor y el comprador: condiciones de pago, calendario de entregas, etc. Es un instrumento clave para la financiación de proyectos de generación de energía.

Desde noviembre de 2018, Holaluz ha firmado otros dos PPA. El primero con Raiola Future, para la construcción de 10 plantas fotovoltaicas con una potencia total de 20 MW en 3 años entre España y Portugal. Y el segundo con EDF, un acuerdo para la instalación de 120 MW en 3 años de plantas fotovoltaicas en España y Portugal, con una inversión cercana a los 80 millones de euros.
Por su parte, Chint Energy tiene como objetivo el desarrollo en España durante los próximos cuatro años de 520 MW para la división solar de Grupo Chint y, adicionalmente, cuenta con encargos para el desarrollo de otros 500 MW en base a acuerdos de colaboración con otros inversores chinos.

Actualmente, Chint Energy está desarrollando nuevos proyectos solares en Castilla y León, Aragón y Extremadura, y se encuentra abierta a la búsqueda de nuevos proyectos en diversas comunidades autónomas.

La energía flexible es el resultado de ajustar la oferta y la demanda de energía en tiempo real en cada centro de consumo reduciendo la demanda de energía a la que realmente se necesite y desplazándola en función de la disponibilidad de renovables. Así define Javier García Breva la energía flexible en su último informe IPM, editado por IMEDIA, que presentó junto a Joan Herrera, Director General del IDAE.

Según el experto y líder de opinión Javier García Breva, la energía flexible es posible a través de las sinergias y la interacción entre el autoconsumo, baterías de almacenamiento, punto de recarga para el vehículo eléctrico, aplicaciones inteligentes y agregadores. “De esta manera se facilita al consumidor la gestión de la demanda, el acceso a la más alta eficiencia energética y su participación en el mercado eléctrico como consumidor activo”, explica.

En la presentación del Informe IPM “La energía flexible”, Joan Herrera, Director General del IDAE recalcó que las claves del nuevo modelo energético son la participación de los consumidores, la apertura de la competencia a nuevos actores, incentivar la generación en los centros de consumo y la fiscalidad verde.

Para Joan Herrera, “es necesaria la creación de conciencia de que nuestro país va a sufrir como ningún otro las consecuencias del cambio climático; sin embargo, España tiene un escenario de oportunidades como no ha tenido nunca y el PNIEC es solo el primer instrumento”. El Director General del IDAE señaló el modelo de subastas y de redes como objetivos a analizar para cambiar un modelo que se ha quedado antiguo; así como las comunidades locales de energía para que las ciudades dejen de ser un sumidero de energía.

La energía flexible es viable en el 80% de los edificios

La flexibilidad del sistema energético permite estabilizar la red eléctrica, reducir costes e inversiones y abaratar la factura de la electricidad. Es viable económicamente en el 80% de viviendas y edificios, sustituye a la energía de respaldo y permite la integración masiva de renovables y eficiencia energética.

Por ello, Javier García Breva ha citado como ejemplos de energía flexible a EE.UU., que contará en 2023 con 88 GW de flexibilidad de demanda residencial gracias al autoconsumo fotovoltaico con almacenamiento y carga de vehículos eléctricos en las viviendas, con incentivos al consumidor a través de contadores y tarifas inteligentes. Y al operador del Reino Unido que se prepara para prescindir en 2025 del carbón y el gas, a través del crecimiento de las renovables con almacenamiento y gestión inteligente de la demanda.

La energía flexible reducirá hasta un 70% la demanda energética y un 54% la capacidad de respaldo
Según Javier García Breva, en las nuevas directivas europeas, los objetivos de renovables, eficiencia y reducción de emisiones son interdependientes, con una jerarquía por la que la eficiencia energética es lo primero, porque permite alcanzar objetivos más elevados de renovables y emisiones. Esta diferencia con las directivas anteriores obliga a modificar el organigrama de las administraciones públicas en las que las competencias para combatir el cambio climático están separadas de las competencias sobre los sectores más contaminantes y consumidores.

Javier García Breva citó el último informe de la Fundación Europea para el Clima que estima que la combinación de la eficiencia energética y la electrificación inteligente en el urbanismo y el transporte permitiría a España en 2050 reducir un 70% de la demanda y un 54% de la capacidad de respaldo.

Los municipios han de participar en la energía flexible

Los instrumentos para desarrollar la capacidad de energía flexible coinciden en gran parte con competencias de las administraciones regionales y locales. “El autoconsumo con almacenamiento, microrredes, rehabilitación energética, el edificio de consumo de energía casi nulo, los contadores con funciones de eficiencia energética, calefacción y refrigeración con renovables o el vehículo eléctrico integrado en la gestión energética del edificio son conceptos que deberán incluirse en las normas de las comunidades autónomas y ayuntamientos“, concluye Javier García Breva.

Sistema de conversión de potencia de Ingeteam para un proyecto piloto en Dubái, el primer sistema de almacenamiento de energía en EAU acoplado a una planta fotovoltaica a gran escala / Ingeteam's power conversion system (PCS) for a pilot project in Dubai, the first energy storage system paired with a PV plant at a grid-scale level in the UAE. Foto cortesía de /Photo courtesy of: Ingeteam

En un informe publicado recientemente, Wood Mackenzie pronostica que en los próximos cinco años se reducirá considerablemente el LCOE de los proyectos que combinan almacenamiento y solar para los segmentos comercial e industrial (C&I) y de proyectos a gran escala. Dado que la resistencia de la red y la intermitencia de las energías renovables continúan siendo un desafío en los mercados energéticos de la región de Asia-Pacífico, la combinación de energía solar y almacenamiento podría abordar estos problemas, especialmente a medida que los costes de las baterías y de la energía solar continúan disminuyendo.

De acuerdo con Wood Mackenzie, el LCOE de los proyectos a gran escala sin subsidios para un sistema de almacenamiento y energía solar, con tecnología de litio-ión de 4 horas, tendrá un coste entre un 48% y un 123% mayor que el LCOE de la energía solar en 2019. Esto se reducirá a entre el 39% y el 121% en 2023.

Para entonces, los costes del almacenamiento solar serían competitivos frente a los de las plantas peaking a gas en todos los estados del Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia. El LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala será alrededor de un 23% superior al precio mayorista promedio de la electricidad.

Se espera que solo Tailandia tenga un LCOE del almacenamiento solar para proyectos a gran escala por debajo del precio mayorista promedio de la electricidad para 2023. Si bien el país no tiene un mercado mayorista de electricidad, tomando como aproximación el precio de la energía industrial, éste es mayor en comparación con otros mercados mayoristas y por tanto muestra una economía competitiva para el almacenamiento solar.

Los subsidios al CAPEX y la remuneración adicional a través de diferentes formas de certificados renovables serán cruciales para que los proyectos se lleven a cabo.

En general, Wood Mackenzie espera que el LCOE promedio del almacenamiento solar en la región Asia-Pacífico disminuya un 23% de 133 $/MWh este año a 101 $/MWh en 2023.

En el segmento C&I, la prima del almacenamiento sobre el LCOE solar está entre 56% y 204% este año, mientras que en 2023, se reducirá a entre el 47% y el 167%. La razón de esta amplia gama de LCOE es que hay algunos mercados maduros en los que el coste de la energía solar es extremadamente competitivo, mientras que otros no lo son y algunos están en medio. Esto se debe a una combinación de costes de: mano de obra/terrenos/medioambientales/civiles, coste promedio ponderado del capital y métodos de adquisición (licitaciones frente a tarifas de alimentación (FIT)). Además, algunos mercados tienen cadenas de suministro muy bien establecidas con disponibilidad para fabricación de sistemas de almacenamiento. Se espera que el almacenamiento solar no subsidiado en el segmento C&I sea competitivo en Australia, India y Filipinas para 2023.

El mercado residencial también representa una gran oportunidad para el almacenamiento solar. En 2018, con la ayuda de los subsidios del gobierno, la zona australiana de Nueva Gales del Sur registró un ahorro del 76% en las facturas de electricidad anuales a través de instalaciones de almacenamiento solar. Otro atractivo mercado residencial para el almacenamiento solar es Japón. La tarifa de inyección para 600 MW de proyectos solares está a punto de expirar este año. A medida que se prevé que los precios de la energía aumenten, la incorporación de almacenamiento brinda una oportunidad para que los consumidores domésticos eviten los altos precios residenciales.

COMEVAL