EVN eleva su apuesta por las baterías y avisa de que la volatilidad será 'permanente' en el sistema eléctrico europeo

300 MW de almacenamiento y un 55% de inversión en red

La compañía, cuyas acciones frenaban su avance después de una revalorización casi del 4% antes de la presentación, elevó sus previsiones de beneficio neto y EBITDA para 2030, aunque desde la propia empresa admitieron que no hay un consenso suficientemente amplio de estimaciones a tan largo plazo.

Como principal novedad, EVN sitúa las baterías como una de sus tecnologías de almacenamiento de corto plazo prioritarias, con el objetivo de alcanzar 300 megavatios instalados para 2030. Mantiene además sus metas de 300 MW de potencia solar y 717 MW de potencia eólica.

El grueso de las inversiones seguirá yendo a su red eléctrica, que absorberá casi el 55% del total. La compañía espera alcanzar una base regulatoria de activos (RAB) de 3.900 millones de euros en 2030, frente a los 2.000 millones actuales.

Un sistema eléctrico 'impulsado por la climatología'

El consejero delegado de EVN, Stefan Szyszkowitz, resumió la situación del sistema eléctrico europeo con una frase que condensa su diagnóstico: 'Europa ha construido un sistema eléctrico impulsado por la climatología'. Y añadió: 'la volatilidad va a ser una de sus características permanentes'.

A su juicio, la expansión de tecnologías dependientes de la climatología, como la hidráulica y las renovables, ha sido la base de este sistema, impulsado por dos elementos regulatorios clave: el sistema ETS y la Directiva de Energías Renovables, que fija objetivos individuales para cada Estado miembro sobre el porcentaje de energía verde en el mix.

El mercado marginalista permite convivir a dos mercados con precios muy diferentes: uno de renovables con coste marginal cero y otro donde el precio lo fija el ciclo combinado. Según un estudio encargado por la propia compañía, los ciclos combinados seguirán fijando el precio marginal el 60% del tiempo en Europa, incluso en sus proyecciones para 2030, y los mercados seguirán generando precios de escasez durante un número significativo de horas ese año. La conclusión es clara: por muchas renovables que se añadan, el problema de la volatilidad se va a mantener.

Baterías y gestión de la demanda: la solución a corto plazo

El centro del problema es la carga residual, es decir, la demanda neta de renovables. La expansión de las renovables reduce esa carga, pero los episodios de climatología extrema están incrementando la volatilidad de la demanda residual, lo que está llevando a una disminución de la relevancia de la generación convencional de carga de base a corto plazo.

Según EVN, existe un valor creciente en el almacenamiento y en la gestión de la demanda en Europa, con casi 90 gigavatios de brecha entre la carga residual y la capacidad que responda en el día a la volatilidad. A corto plazo, son las tecnologías que Europa tiene a mano, sobre todo porque el coste de inversión en un megavatio de batería se ha reducido un 90%. A largo plazo, el hidrógeno y otras formas de almacenamiento más avanzadas serán la solución.

El equipo directivo puso como ejemplo a Bulgaria, uno de los mercados donde está presente. Su expansión ha sido tan rápida que la capacidad de almacenamiento instalada podría cubrir la demanda eléctrica del país durante cuatro horas, convirténdose en un centro de generación flexible para sus vecinos, con una capacidad de exportación equivalente al 30% de su demanda.

La compañía confirmó que en Bulgaria se han reducido significativamente los precios spot en las horas posteriores a las seis de la tarde, pero se han incrementado durante las horas solares y por la mañana, reduciendo el efecto pato por el rápido desarrollo solar. También señalaron un efecto negativo sobre los ingresos de servicios complementarios y restricciones técnicas.

Un punto de conexión, multiplicado por cuatro

Tanto Bulgaria como Austria carecen de mercados de pagos de capacidad, pero EVN puso sobre la mesa los sistemas híbridos eólico-solares, similares a los que se desarrollaron en España hace casi diez años, y planteó una utilización más eficiente de la red combinando eólica, solar, baterías y puntos óptimos de conexión.

Según sus cálculos, un punto de conexión en la red austriaca de un megavatio pasaría a tener más de 4.000 horas equivalentes de funcionamiento a plena carga al año, frente a las 1.100 horas que ofrece un parque solar en ese mismo punto de conexión.