IWB · Puerto de Suiza
Estrategia de desarrollo solar para el Puerto de Suiza
Cuatro estrategias, 16 variantes — y una reducción de costes del 20–25% en el Puerto de Suiza.
Reducción de costes de hasta el 20–25% en el puerto, con el cambio regulatorio identificado como el riesgo dominante y la interconexión de edificios como la estrategia de menor riesgo.
- Cliente
- IWB · Puerto de Suiza
- Sector
- Empresa distribuidora
- Localización
- Basilea, Suiza
- Tipo de proyecto
- Estrategia de desarrollo solar
- Solar
- 6.000 kWp de potencial FV desbloqueado
- Costes
- −20 a −25% vs. statu quo
- Herramientas
- Sympheny · Optimización MILP · Matriz de escenarios · Sensibilidad tarifaria
Encontrar la mejor estrategia de ampliación solar y de uso compartido de energía para un complejo portuario de Basilea con múltiples partes interesadas.
Se compararon cuatro estrategias y 16 variantes optimizadas en cuanto a ampliación de PV, uso compartido interno de electricidad, almacenamiento y riesgo tarifario.
Todas las estrategias mostraron ahorros frente al statu quo; la mejor alcanzó entre un 20% y un 25% menos de costes energéticos con un plan de inversión escalonado.
El reto
El Puerto de Suiza en Basilea — el único puerto comercial de Suiza — está comprometido con una infraestructura sostenible para la región. Junto con la utility IWB y los operadores logísticos Rhenus Alpina y Ultra-Brag, el puerto puso en marcha el Port Innovation Laboratory para ayudar a Basilea a alcanzar su objetivo net-zero en 2037 en un banco de pruebas industrial real. Como parte del plan de desarrollo, Rhenus Alpina estaba considerando instalar una tercera planta FV en el emplazamiento del puerto, un movimiento que generaría más de 6 GWh de sobreproducción potencial, y el consorcio quería saber si ese excedente podía convertirse en ingresos adicionales o si había algo más que tuviera más sentido.
El emplazamiento es difícil de planificar porque tres factores se mueven a la vez. Complejidad espacial: las opciones de alto impacto, como crear una comunidad de compartición de electricidad, requieren modelizar la ubicación de cada edificio que se conectaría. Disponibilidad de recursos: la generación solar intermitente tiene que equilibrarse frente a cargas muy diferentes en el emplazamiento, incluidas grúas y edificios. Y volatilidad: el mercado energético cambia con suficiente frecuencia como para que el análisis tuviera que abarcar varios escenarios con distintos costes de electricidad y precios de exportación renovable. Los métodos con hojas de cálculo son demasiado imprecisos para un plan integrado; las herramientas de simulación completa habrían exigido decisiones tecnológicas que el consorcio aún no había tomado.
Cómo se utilizó Sympheny
IWB y el equipo de Sympheny ejecutaron el proyecto en cuatro pasos secuenciales: análisis del statu quo, definición de objetivos, modelización de escenarios y presentación de las estrategias óptimas. Se definieron cuatro estrategias, cada una construida sobre la anterior: statu quo, producción máxima en el emplazamiento, interconexión de edificios y autoconsumo máximo con baterías. Cada estrategia se optimizó frente a cuatro escenarios — estabilización de los mercados energéticos, precios altos sostenidos, exceso de energía y suministro inestable — para un total de 16 variantes.
- Matriz de estrategias y escenarios — Dieciséis variantes — cuatro estrategias sometidas a prueba de estrés frente a cuatro escenarios de mercado energético — produjeron una única matriz de decisión que muestra el perfil de coste, inversión y riesgo de cada opción.
- Panel de riesgos y oportunidades — Costes operativos variables, inversión total adicional, costes totales y diferencial respecto al statu quo por variante, alineados para poder comparar las oportunidades y los riesgos de un vistazo.
- Sensibilidad a la tarifa de inyección — Contrastó cómo cambia la economía de cada estrategia si la tarifa de inyección se sustituye únicamente por ingresos del mercado spot, poniendo de manifiesto el cambio regulatorio como el riesgo dominante.
Resultado
Las cuatro estrategias (distintas del statu quo) generan ahorros de costes frente a la operación actual, de hasta aproximadamente el 20–25%. El potencial FV completo de 6.000 kWp se explota en gran medida en todas las estrategias excepto el statu quo. Sin interconectar los edificios, solo el 10% de la electricidad generada se consume directamente en el emplazamiento; en las estrategias que incluyen baterías (autoconsumo máximo), las baterías se dimensionan para cubrir aproximadamente el 2–4% de la demanda eléctrica total.
El hallazgo más importante es que el cambio regulatorio es el riesgo dominante, no la volatilidad del precio de mercado. La hipótesis de tarifa de inyección tiene el mayor impacto individual en la economía FV: si solo el precio spot de la electricidad contase como ingreso, la expansión FV quedaría limitada a 1.900 kWp, y el autoconsumo máximo puro sería en realidad más caro que el statu quo. La interconexión de edificios es la estrategia que protege al puerto frente a un cambio tarifario desfavorable, y el análisis identifica qué edificios deben conectarse primero frente a los que solo se incorporan en algunos escenarios. El puerto cuenta ahora con un plan de despliegue por fases en el que puede respaldar, más una pregunta abierta para futuros estudios: si ampliar la comunidad eléctrica a los operadores portuarios vecinos.
La matriz de estrategias y escenarios 4 × 4 calculada en Sympheny. Todas las estrategias más allá del statu quo reducen el coste total, con ahorros de hasta el 20–25%.
Las cuatro estrategias (distintas del statu quo) generan ahorros de costes de hasta el 20–25%. El cambio regulatorio es el riesgo dominante, no la volatilidad del precio de mercado. La interconexión de edificios es la estrategia que protege al puerto frente a un cambio tarifario desfavorable.
