Redacción.- Las utilities de Estados Unidos, en su búsqueda de nuevas fuentes de energía en los períodos punta (de mayor consumo), están recurriendo a parques solares integrados con sistemas de almacenamiento de baterías que ahorran energía para su uso posterior, compensando su dependencia de los generadores convencionales mediante combustibles fósiles, a menudo a precios más bajos.

Esta tendencia es más evidente en Hawái y en el oeste de los Estados Unidos, donde la multiplicación de los acuerdos de compra de energía (PPA) con almacenamiento solar, refleja unos activos maduros de potencia punta, con precios competitivos, según una revisión de S&P Global Market Intelligence. Si bien las configuraciones de los proyectos y las condiciones de los contratos varían, los precios de los parques solares a gran escala junto con las grandes baterías de iones de litio, que generalmente ofrecen 4 horas de almacenamiento de energía, han caído a entre 30 dólares/MWh y 40 dólares/MWh en varios acuerdos recientes y contratos en negociación.

La actividad de contratación, para lo que el desarrollador de proyectos AES Corp. ha llamado «picos fotovoltaicos», ha despegado en el suroeste de Estados Unidos, tanto para PPA como para proyectos propiedad de utilities. En 2018, los agregadores de la comunidad de California Monterey Bay Community Power y Silicon Valley Clean Energy anunciaron acuerdos con los desarrolladores de dos grandes plantas fotovoltaicas integradas con almacenamiento de batería en los condados de Kern y Kings, a precios que se revelaron en una reunión pública que no debe exceder los 40 dólares/MWh.

Por un lado, el proyecto Slate Solar, que integra 150 MW de energía fotovoltaica con un sistema de almacenamiento de energía de batería de 45 MW, está programado para estar conectado en junio de 2021 bajo contratos separados de 15 años entre Recurrent Energy LLC y los dos agregadores. Y por otro, EDF Renewables tiene un acuerdo de 20 años a partir de diciembre de 2021 para dar salida a su proyecto Big Beau Solar, que incluye 128 MW de energía solar y un sistema de batería de 40 MW.

«Este tipo de acuerdos son repetibles… a pesar de que la gente me dijo que el almacenamiento aún no era rentable», recalcó el presidente de Monterey Bay Community Power, Tom Habashi. Añadió que los proyectos a precios competitivos ayudan a reducir la exposición de la agencia pública a las costosas compras de energía punta a corto plazo y el componente de almacenamiento representa menos de 10 dólares/MWh del precio total.

En Nevada, como parte de una decisión que incluyó la jubilación anticipada de un generador de carbón envejecido, los reguladores energéticos estatales aprobaron en diciembre acuerdos a largo plazo entre NV Energy y desarrolladores de tres grandes instalaciones de almacenamiento solar que se espera que funcionen en 2021. Los parques solares Fish Springs Ranch y Dodge Flat de NextEra Energy, así como el proyecto Battle Mountain de Cypress Creek, conforman 3 PPA de 25 años suministrando energía solar a la compañía Sierra Pacific Power a precios fijos de aproximadamente 27 dólares/MWh y 30 dólares/MWh, con contratos adicionales de almacenamiento de entre 10 y 15 años para el almacenamiento de energía.

En un informe de 2018, el Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley estimó en aproximadamente 5 dólares/MWh lo que supone el almacenamiento de energía para esos tres proyectos. A un precio estimado de entre 32 dólares/MWh y 35 dólares/MWh, incluidos los precios de la energía solar revelados por el regulador y los agregados de almacenamiento estimados por el laboratorio nacional, los precios son alrededor de una cuarta parte de lo que la utility Nevada Power (NV Energy) está pagando en su PPA por la producción de Crescent Dunes Solar, planta de energía de concentración de 110 MW con hasta 10 horas de almacenamiento de sal fundida que entró en funcionamiento en 2015.

Como parte de su Plan de Energía de Colorado para alejarse del carbón, Xcel Energy, a través de su filial Public Service de Colorado, está buscando cerrar los contratos para 3 proyectos fotovoltaicos respaldados por batería con «precios bajos sin precedentes» en el rango de entre 30 dólares/MWh y 32 dólares/MWh, según indicó al regulador en 2018. Dos de las tres instalaciones incluyen matrices de baterías de 100 MW y mayores. «No sé si pueden bajar más los precios», apuntó Alex Eller, analista de investigación de Navigant Consulting. «Hemos tenido una carrera hacia el fondo desde hace algún tiempo», señaló.

En Hawái, que tiene los precios de energía más altos del país y que se ha convertido en el terreno de prueba para los paneles solares con baterías, 6 PPA a largo plazo, aprobados recientemente entre Hawaiian Electric Industries y las filiales de AES Corp. Clearway Energy, Hanwha Corp. e Innergex Renewable Energy, varían entre los 78 dólares/MWh y 99 dólares/MWh para proyectos contratados para comenzar en 2021 y 2022.

Si bien son más altos que otros PPA recientes en los Estados Unidos, esos precios son «significativamente más bajos que el coste actual de la generación mediante combustibles fósiles» en Hawai, a aproximadamente 150 dólares/MWh, señaló Hawaiian Electric en marzo. Además, los últimos acuerdos de Hawai tienen un precio muy por debajo de los contratos anteriores a pesar de contar con baterías sustancialmente más grandes.

Por ejemplo, el proyecto AES Kuihelani Solar en Maui, contratado para comenzar en 2021, incluye una planta fotovoltaica de 60 MW emparejada con 60 MW de baterías de 4 horas. El proyecto se basa en «un nuevo modelo de PPA», según la Comisión de Servicios Públicos de Hawaii, que otorga a Maui Electric una «flexibilidad contractual para gestionar instalaciones de energía renovable» a 78 dólares/MWh.