Casi 20.000 megavatios de almacenamiento han solicitado acceso a la red

El almacenamiento en planta a gran escala -explica el informe- se divide en dos categorías: (1) almacenamiento “stand alone”, que consiste en plantas de baterías sin suministro de generadoras de energía y que almacenan la energía proveniente de la red de transporte a la que están conectadas comprada a bajo precio y posteriormente vendida a un coste superior en los períodos de mayor demanda; y (2) los “sistemas híbridos” de baterías conectadas a instalaciones de generación de energía renovable, como puede ser un parque fotovoltaico. Pues bien, según los datos que recoge el Anuario-, a fecha de su publicación se han solicitado un total de 8.318 MW en redes de distribución, de los cuales 4.298 MW ya cuentan con permisos (es decir, que han superado las evaluaciones técnicas y regulatorias para su desarrollo, aunque no estén generando) y otros 4.020 MW están cursando las autorizaciones. Además -añaden desde UNEF-, en la red de transporte, se han solicitado un total de 10.763 MW, de los cuales 7.465 MW cuentan con permisos y otros 3.298 MW se encuentran en el proceso de autorización. La capacidad de acceso solicitada -explica UNEF- se refiere al potencial de almacenamiento que los proyectos quieren conectar a la red, es decir, la capacidad máxima que estos proyectos planean utilizar para almacenar energía.

"Las solicitudes de acceso a la red para almacenamiento de energía, tanto en modalidad “stand alone” como hibridado, están aumentando -según Red Eléctrica- significativamente", dice el informe.

El interés del sector, pues, parece fuera de toda duda. Sin embargo, lo cierto es que el almacenamiento en baterías en plantas de gran escala no acaba de arrancar. UNEF destaca "diversas barreras que desincentivan la inversión en almacenamiento de energía", pero cita en primer lugar la que es probablemente la principal: "puede suceder que el incentivo ganado por la diferencia de precios máximos y mínimos sea menor a los costes de almacenamiento" (se refiere a que si el objetivo es el arbitraje: comprar en horas baratas y vender en horas caras, la diferencia puede no ser lo suficientemente importante como para que sea rentable la instalación de baterías a gran escala).

Informe Anual 2024 de UNEF
«Este riesgo es inherente al actual funcionamiento de los mercados eléctricos ya que el precio de la electricidad depende de factores exógenos como puede ser el precio del gas metano o de los derechos de emisión de CO2. Esto complica el cálculo de la volatilidad de precios que podrá ‘capturar’ el almacenamiento, ya que depende de cuestiones totalmente externas al mercado eléctrico. En consecuencia, es necesario un mecanismo de retribución específica para el almacenamiento, para hacer que las instalaciones de almacenamiento sean bancables y cuenten con mayor certidumbre retributiva»

La asociación plantea pues un "mecanismo de retribución específica", propone subastas de potencia renovable con almacenamiento y hace una propuesta sobre la hoja de ruta del almacenamiento. Como el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima plantea un total de 138 gigavatios de renovables, 76 GW de solar y 62 GW de eólica, pero solo 22 GW de almacenamiento, el almacenamiento supondrá un 16% de la potencia renovable. Pues bien -propone la asociación-, entonces, "cada megavatio de renovable de renovable (1 MW) debería incluir 160 kilovatios de almacenamiento". Lo ideal -añaden- es que este almacenamiento fuera de 4 horas, atendiendo a la necesidad de trasladar grandes volúmenes de energía de horas de elevada generación renovable a otras horas de menor generación.

En Europa la historia es otra
El almacenamiento en baterías de gran escala, irrelevante hasta ahora en España, en Europa es otra cosa. Europa ha instalado cerca de 10 GW de capacidad de almacenamiento en 2023, más del doble de lo instalado en 2022 (4,5). Y, aunque hasta 7,2 gigas corresponden a instalaciones detrás del contador (autoconsumos), 2,7 (2.700 megavatios) pertenecen a instalaciones delante del contador.

En España las instalaciones de almacenamiento en baterías son aún muy muy escasas. Endesa anunciaba en marzo la puesta en servicio de "la mayor instalación europea de almacenamiento de flujo de vanadio en una planta solar". La instalación, que ha sido asociada al parque solar de Son Orlandis, en Mallorca, es la primera que la compañía construye en España con esta tecnología (flujo de vanadio), sin utilizar litio. La instalación -presume la compañía- tiene una potencia de 1,1 MW y una energía acumulada máxima de 5,5 MWh convirtiéndose en la mayor batería hibridada de flujo reducción-oxidación con una planta fotovoltaica en Europa.

La misma Endesa, a través de su filial Enel Green Power España, anunció también en marzo que va a instalar en Canarias "la mayor planta de energía solar con almacenamiento en baterías" del archipiélago. En concreto, un proyecto de 9,3 megavatios (MW) y una capacidad de almacenamiento en baterías de 10,37 megavatios hora (MWh) que se ubicará en los terrenos libres dentro de la central térmica de Barranco de Tirajana, en el término municipal de San Bartolomé de Tirajana, y para el que la compañía energética realizará una inversión de unos 11,5 millones de euros, de los que 5,6 millones corresponden a los fondos Next Generation de la Unión Europea.

Iberdrola España presume de que fueron los primeros: "el primer proyecto fotovoltaico de España que incorpora una batería de almacenamiento de energía", en la planta fotovoltaica de Arañuelo III, con 40 MW de potencia instalada. Arañuelo III, que fue presentado como "proyecto incubadora" e inaugurado en septiembre del 21, cuenta con una batería de 3 MW y 9 MWh de capacidad de almacenamiento. Desde entonces ha ejecutado alguna instalación más (de un dígito: 2 MW, 5, 3,5). Su proyecto de almacenamiento de energía en baterías de mayor entidad está asociado a a la planta de hidrógeno verde de Puertollano (20 MW).

Para que nos hagamos una idea de la diferencia de magnitudes, el pasado mes de marzo, Fotowatio Renewable Ventures (FRV), que forma parte de Abdul Latif Jameel Energy, y Harmony Energy, compañía con sede en el Reino Unido, anunciaban la energización y puesta en marcha de Clay Tye, el sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) más grande de Europa por MWh: 52 baterías de iones de litio Tesla Megapack, con una capacidad de 99 MW/198 MWh y están conectadas a la red de distribución de UK Power Networks. Clay Tye se suma a otros BESS de FRV y Harmony Energy, como Contego, en West-Sussex, con una capacidad de 34MW / 68MWh.

Reino Unido ha alcanzado los 3,5 GW de capacidad acumulada este año 2023, con un crecimiento del 40% respecto a 2022. Alemania instaló más de 500.000 sistemas de baterías destinados a uso residencial. Italia recoge en su Plan energético su objetivo de lograr 6 GW de capacidad de almacenamiento para 2030 y, de cara a lograr dicho número, en 2023 se instalaron 1,1 GW en el sector residencial.

Y almacenamiento detrás del contador
Estaríamos hablando ahora de las baterías que hay en las instalaciones de autoconsumo. Según el Anuario 2024 de UNEF, en el año 2023 se han instalado en España 495 megavatios hora (MWh) de almacenamiento detrás del contador en España. Esta cifra representa una disminución del 64% en comparación con 2022, año en el que se instalaron 1.383 MWh de capacidad de almacenamiento. A finales de 2023 -concreta la asociación-, España ya contaba así con 1.878 MWh de almacenamiento instalado detrás del contador entre 2022 y 2023. En cuanto al reparto por sectores, la mayoría de esta nueva potencia, un 47%, se instaló en el sector industrial, un 32% en el sector residencial, un 20% en el sector comercial, siendo el 1% restante, autoconsumo aislado.

[Bajo estas líneas, gráfico de UNEF. Informe Anual 2024. Forjando la Transformación hacia la Sostenibilidad].