El peso cada vez mayor de las energías renovables que ya suponen, aproximadamente, el 50% del mix energético en España, se lleva mal con la intermitencia de las fuentes de generación que están detrás, fundamentalmente el sol y el viento. Esto dificulta su gestión cuando se produce más de lo que consume como está ha sucedido de forma repetida en las últimas semanas, aunque el fenómeno no es nuevo. Una de las soluciones que tienen los productores de electricidad para evitar ‘venderla’ incluso a coste cero es guardarla para verterla cuando se necesite gracias al almacenamiento energético, una tecnología que en otros países lleva años de desarrollo, pero que en España todavía está por despegar. El objetivo es contar con 20GW de potencia de almacenamiento para el año 2030.
Hace unas semanas, el Ministerio de Transición Energética ha dado otro paso para crear el llamado ‘mercado de capacidad’, un instrumento fundamental para lograr que los sistemas de almacenamiento puedan integrarse en la red eléctrica. El IDAE ha destinado 150 millones de euros este año a la segunda convocatoria de ayudas para impulsar el almacenamiento energético.
Desde hace unos días la segunda convocatoria de incentivos destinados a la creación de instalaciones de generación eléctrica a partir de fuentes renovables tiene una resolución definitiva del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Estas ayudas (150 millones de euros) en total iban dirigidas, entre otros, a proyectos que incluyen almacenamiento energético.
Esta tecnología, que lleva años desarrollándose en países como EE. UU. y Australia donde existen grandes parques solares y eólicos es, por así decirlo, el siguiente nivel para un sistema energético que aspire a utilizar fuentes primarias de energía que, como el sol y el viento, están sujetas a la discontinuidad de los fenómenos meteorológicos: se almacena cuando hay excedentes de producción y se vierte a la red cuando sea necesario.
Como recuerdan desde la consultora Wood Mackenzie, la hibridación de proyectos de energía renovable, por ejemplo con baterías, es otra de las aplicaciones, en este caso para los propietarios de activos -“ideal para proyectos solares, pero también se está combinando con proyectos eólicos”- que es implementada para proteger sus activos del denominado riesgo de curtailment -cuando el operador de la red restringe o prohíbe el vertido de energía a la red por falta de demanda o, en caso de permitirlo, el precio es cero o negativo-, así como de la “canibalización” que se produce cuando la sobreoferta de generación fotovoltaica durante las horas de sol derrumba los precios.
En su último análisis del mercado energético español, dos de los especialistas de la firma lo explican así: “Mientras la demanda cae, la capacidad solar en España crece rápidamente, con un pico de producción diaria de un sorprendente 48% en el último año. Esto está dando como resultado que la energía solar canibalice su propio precio de captura (el precio promedio alcanzado por la electricidad producida) a medida que aumenta la capacidad de generación”.
Otro problema, en este caso extensible a todos los productores de electricidad es que la demanda en España ha entrado en un ciclo descendente que empezó en 2019, aunque repuntó ligeramente en 2021 antes de bajar el año pasado aún más que durante el estallido de la pandemia y llevar al mercado a un nivel similar al de hace 18 años, cuando España tenía unos cinco millones de habitantes menos. “Además de la caída de demanda diaria del 4% respecto a 2022, durante las horas del mediodía, coincidiendo con el punto máximo de producción solar, la demanda es hasta un 9% menor”, destacan desde Wood Mackenzie.
Hay que poner el foco en el almacenamiento energía mediante baterías
Independientemente de cómo evolucione el consumo de electricidad en el mercado español, “hay unos objetivos de producción de energías renovables y va a haber un despliegue de ellas, eso es un hecho, tal y como recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC)”, recuerda Luis Marquina, presidente de la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (Aepibal).
“El problema de las energías renovables es que no son gestionables y no puedes soportar un modelo económico sobre energías que no son gestionables”, añade.
Frente a soluciones como el bombeo hidráulico o la energía termosolar, para Marquina “donde hay que poner el foco es en el almacenamiento de energía mediante baterías electroquímicas; aquí es donde está la aportación de valor a corto plazo”.
Las oportunidades de inversión en este sector, según este directivo, están, en primer lugar, en el sector promotor y el industrial, por ejemplo, en la fabricación de baterías bajo el paraguas de la estrategia europea de autonomía de producto. “Hay una oportunidad real de aprovechar el impulso europeo para crear una industria propia frente a EE. UU. y China. A Europa la presionan desde los dos lados: los EE. UU. porque quieren que te vayas a fabricar allí y China porque quieren que les compres su producto”.
Otros dos eslabones de la cadena de valor en los que hay oportunidades son el software y la digitalización, por un lado, y “el que a mí personalmente más me gusta que es el de la circularidad” confiesa el presidente de Aepibal. “Hay una enorme necesidad de reciclado de baterías; es un ámbito con pocos players todavía y muchas ayudas que impulsan la recuperación de materiales. Hay empresas que están creando sistemas de almacenamiento a partir de baterías recuperadas de coches y algunas de las más punteras son españolas”, detalla.
Otro tipo de proyecto es el denominado standalone: “Me conecto a la red con una batería y proporciono un servicio de balance; ahí están los grandes fondos de inversión, las eléctricas y los developers”. Sin embargo, Marquina apunta que se trata de un formato “interesante, pero incierto todavía en cuanto al modelo de negocio”.
Almacenamiento de energía renovable, el desafío energético de España
¿Por qué hasta ahora el desarrollo del almacenamiento energético no ha despuntado en España? “Porque tiene la mejor red eléctrica del mundo y una empresa que la gestiona, Red Eléctrica de España (REE), que pocas pueden igualar”, destaca Marquina. Esa ventaja se traduce en que un problema de falta de potencia en un extremo de la red se puede compensar en el otro. Dado que la seguridad de suministro de la energía eléctrica no ha estado en riesgo en España, inicialmente esta tecnología “no era tan necesaria como en Australia o en EE. UU. donde tienen líneas eléctricas de 1.000 km o en Inglaterra, donde el consumo está en el sur y la producción, cada vez más, en el norte por el peso creciente de las renovables; estos desajustes han hecho que el desarrollo del almacenamiento eléctrico lleve en esos países tres o cuatro años de adelanto”.
Sin embargo, con la presencia cada vez mayor de esas mismas fuentes de generación de origen renovable, el almacenamiento energético “se ve como una necesidad” y hay una estrategia “que avanza, aunque con lentitud e inconsistencia”, matiza el presidente de Aepibal. Con todo, confía en que “en el plazo de dos años” el desarrollo del marco regulatorio “va a ofrecer una solución porque es necesario”.
Hace precisamente dos años, el Ministerio de Transición Ecológica impulsó un proyecto de orden ministerial para crear un “mercado de capacidad” -un sistema centralizado, neutral desde el punto de vista tecnológico y gestionado por REE que determine las necesidades de potencia en la red- que reconocía la necesidad de introducir cambios en el sistema eléctrico debido a que “la esperada incorporación de instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovable en el sistema eléctrico nacional puede acarrear, como efecto colateral, la aparición de ciertos riesgos en la seguridad de suministro de energía eléctrica, provocados principalmente por la variabilidad e intermitencia de la generación inherente a este tipo de instalaciones”.
El Ministerio considera esa regulación “clave para el cumplimiento de los objetivos de la Estrategia de Almacenamiento Energético”. Dicha estrategia, que también data de 2021, fija un objetivo de almacenamiento de unos 20 GW para el año 2030.
Un informe publicado este año por SolarPower Europe coincide en señalar que entre los principales problemas para el desarrollo de la energía solar en el continente está “la falta de flexibilidad o almacenamiento de los sistemas eléctricos nacionales”.
El proceso para establecer un mercado de capacidad eléctrica ha seguido su curso y el pasado mes de octubre se recogieron alegaciones para una propuesta de resolución sobre el ‘valor de carga perdida’ y el ‘estándar de fiabilidad’, dos aspectos imprescindibles para conformar el mercado de capacidad.
Ayudas públicas para que la inversión en energías renovables despegue
El pasado 31 de octubre se cerró la segunda convocatoria de ayudas de ámbito nacional destinadas al almacenamiento energético y dotada con 150 millones para proyectos standalone; esta se suma a una línea previa para hibridación de proyectos solares o eólicos con baterías. ¿Es suficiente este apoyo público? “Está muy bien ya que puede cubrir en torno al 25-30% del coste del proyecto”, responde Marquina.
“Las convocatorias -afirma- han sido un éxito, hay proyectos muy buenos, pero el éxito de verdad será construirlos”. En este punto, advierte de que el reto para el Ministerio de Transición Ecológica es “asignar los fondos a proyectos que tengan todo: inversión, viabilidad económica y también impacto social que es algo que preocupa mucho en el Ministerio”. Este experto cifra la inversión privada que está detrás de los proyectos presentados en unos 1.500 millones de euros.
Hasta ahora, los proyectos se ha concentrado en la cornisa cantábrica “porque el almacenamiento se considera un generador de energía y se le aplican las mismas normas que al resto de fuentes de generación: tienes que ir al operador de la red a a REE y pedirle capacidad de generación, pero en los últimos tres años las zonas donde hay más sol, la energía fotovoltaica ha copado los megavatios disponibles de Cantabria para abajo; por eso Cantabria y Asturias han encabezado los proyectos de almacenamiento”. No obstante, Aepibal trabaja con la Administración para cambiar este esquema y que se pueda crear capacidad adicional destinada al almacenamiento energético en las zonas en las que se necesite.
De las diversas convocatorias de ayudas que están abiertas en este momento, la más cuantiosa con mucha diferencia es la que tiene por objeto financiar estrategias de energía sostenible (incluidos los sistemas de almacenamiento energético) en las Islas Baleares y Canarias, dotada con 197 y 301 millones de euros, respectivamente. La fecha límite es el 30 de junio de 2026.
