La Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena) ha publicado recientemente diversos análisis en los que muestra la versatilidad del almacenamiento energético para utilizarse en tres frentes: la movilidad eléctrica, las aplicaciones domésticas y a gran escala en la red de distribución.
Irena considera que la aportación a gran escala es fundamental para ayudar a almacenar picos de producción que exceden la cobertura de la demanda. Un escenario que puede darse con relativa frecuencia a medida que crezca la capacidad instalada de eólica y fotovoltaica. Estos sistemas se están desplegando ya, sobre todo, en Alemania, Australia, Estados Unidos, Japón, Reino Unido y otros países europeos. Uno de los más grandes en términos de capacidad es el proyecto de Tesla de almacenamiento en baterías de iones de litio de 100 MW/129 MWh en el parque eólico de Hornsdale, en Australia. En el estado de Nueva York (EEUU), otro proyecto que utiliza un sistema de baterías de 4 MW/40 MWh ha demostrado que su uso permite al operador reducir en casi 400 horas la congestión en la red eléctrica y ahorrar hasta dos millones de dólares en costes de combustible.
En esta escala de servicios públicos, otra de las aplicaciones del almacenamiento es proporcionar electricidad fiable y más barata en redes aisladas y a comunidades no conectadas a la red, que de otro modo dependerían de caros y contaminantes combustibles fósiles, como el diésel. Es lo que sucede en nuestros sistemas insulares, tanto en Canarias como en Baleares. Irena recoge algunos ejemplos, en Hawai y en la isla caribeña de Martinica. En Hawai, se han instalado casi 130 MWh de sistemas de almacenamiento en baterías para proporcionar servicios asociados a la generación con solar fotovoltaica y eólica. A escala más pequeña, la producción de una planta solar fotovoltaica en Martinica se apoya en una unidad de almacenamiento de energía de 2 MWh, lo que garantiza que la electricidad se inyecta en la red a un ritmo constante, evitando la necesidad de generación de reserva.
Irena considera que el despliegue de los sistemas de almacenamiento a gran escala en los mercados energéticos se incrementará un 40% cada año hasta 2025. Y que a partir de 2030, las aplicaciones más pequeñas crecerán de manera significativa. Ya lo están haciendo, sobre todo las instalaciones detrás del contador (behind the meter, BTM), gracias al despliegue del vehículo eléctrico y la generación distribuida con autoconsumos. Y, por supuesto, gracias a la caída de costes. En Alemania, por ejemplo, el 40% de las instalaciones fotovoltaicas sobre tejado que se han hecho recientemente incluyen baterías. Australia se propone alcanzar un millón de instalaciones fotovoltaicas con baterías para 2025, cuando en 2017 instaló solo 21.000 sistemas de este tipo. En general, la capacidad total de baterías en aplicaciones estacionarias podría aumentar desde los 11 GWh que se estima existen actualmente, hasta los 180–420 GWh. Una horquilla muy abierta por la dificultad de predecir el ritmo.
Irena. Crecimiento Almacenamiento 2017-2030
Hace unos meses preguntamos a Arturo Andrés, director técnico y de Desarrollo de Negocio de Bet Solar, sobre el precio de las baterías. Concretamente, por qué la mayoría de los clientes que se deciden a instalar un autoconsumo considera que son todavía caras. Y nos decía que “caro es un término relativo. Hace solo unos años hablábamos a lo mejor de 1.400 euros el kilovatio hora; ahora probablemente el precio al cliente final podría estar en el entorno de los 700€ kWh, y se prevé que incluso baje hasta la mitad en los próximos años, hasta 200€. Estoy hablando de baterías de litio en instalaciones aisladas grandes y de autoconsumos con conexión a red. Porque, en ese tipo de instalación, que necesita la energía con más inmediatez, es mucho mejor utilizar batería de litio”.
Parón en 2019 e incertidumbre por la crisis del Covid-19
Pero las dudas mandan en el mercado actual. El año pasado se desplegó 1 GWh de almacenamiento de energía en toda Europa, lo que supone una “importante desaceleración” en comparación con el año anterior, en el que se instalaron más de 1,4 GWh, según se recoge en el último Monitor del Mercado Europeo de Almacenamiento de Energía (EMMES), publicado por la Asociación Europea de Almacenamiento de Energía (EASE). Para 2020, la asociación prevé que el mercado se recuperará.
Las cifras son similares a las de China que, en un momento de ralentización, instaló 855 MWh de almacenamiento en 2019, según datos de la Alianza para el Almacenamiento de Energía en China (China Energy Storage Alliance, CNESA). Pero este dato incluye los almacenamientos mecánicos, físicos y térmicos en sales fundidas, además de los electroquímicos (baterías), tal y como señala la publicación especializada Energy-Storage.news. La capacidad de todos los sistemas de almacenamiento en el gigante asiático supera actualmente los 32,3 GW, lo que supone un 17,6% del total mundial, cifrado en 183,1 GW.
De vuelta a Europa, el citado informe –European Market Monitor for Energy Storage–, publicado el pasado 23 de marzo, muestra que la dinámica del mercado de almacenamiento en el continente europeo es compleja. Según la publicación especializada Energy Storage, “más que en el almacenamiento y la posterior inyección de energía desde las baterías, la principal forma de remuneración del almacenamiento a gran escala se encuentra en la prestación de servicios de regulación de frecuencias y otros servicios auxiliares a los operadores de redes.
Pero este segmento, en el que los sistemas de baterías están conectados directamente a la red, se ha desacelerado en los principales mercados europeos (Alemania y Reino Unido). La función de control de frecuencias no es, sin embargo, lo único que pueden hacer las baterías. De hecho, según Corentin Baschet, experto en almacenamiento de la consultora Clean Horizon, se van a abrir muchas nuevas oportunidades, como los mercados secundarios de reserva en Francia, o los mecanismos de equilibrio en el mercado diario e intradiario. En Reino Unido, explica Baschet, ya se está haciendo, y “es cuestión de tiempo que se empiece a hacer lo mismo en el resto de Europa”.
El informe EMMES, elaborado conjuntamente por EASE y Delta-EE, cree que los responsables políticos europeos se han dando cuenta de que el almacenamiento de energía puede aportar valor a una red de descarbonización rápida. Valeska Gottke, de la Asociación Alemana de Almacenamiento de Energía (BVES), apuntaba recientemente que el almacenamiento debe convertirse en el “cuarto pilar de la transición energética”.
Estos son algunos de los datos más destacados recogidos en el informe EMMES:
• El mercado europeo de almacenamiento de energía se contrajo en 2019 a 1 GWh, con una base instalada acumulada de 3,4 GWh en todos los segmentos.
• En 2019, los saturados mercados de Fondos de Capital Riesgo (FCR) en el Reino Unido y Alemania ralentizaron el crecimiento en el segmento de ‘in front of the meter’ (FTM).
• El segmento de los sectores servicios e industria experimentó una pequeña contracción en los principales mercados. La incertidumbre regulatoria y los largos períodos de recuperación de la inversión están obstaculizando el crecimiento.
• El segmento residencial continúa creciendo de manera constante, impulsado por Alemania, que representó el 76% del mercado anual en 2019.
EASE cree que los datos serán mejores en 2020 y que el futuro del almacenamiento de energía está garantizado, a medida que avanza la transición energética. La asociación señala que los reguladores y los operadores de la red eléctrica reconocen cada vez más el valor que el almacenamiento añade a los sistemas eléctricos. Los consumidores, tanto en el segmento residencial como en servicios e industria, también muestran un creciente interés a medida que los costes de la tecnología disminuyen. Y la industria del almacenamiento sigue innovando.
Además, el paquete de Energía Limpia de la UE ya está abriendo puertas para el almacenamiento, y este proceso se acelerará en los próximos años a medida que se estabilicen las regulaciones. Como explica Javier García Breva en el análisis que hace en este mismo número, el llamado paquete de invierno “plantea un cambio radical en las prioridades de la política energética”. Y uno de esos cambios estipula que “la gestión de la demanda, la eficiencia energética y el almacenamiento han de tenerse en cuenta antes que la oferta de generación”.
Las baterías siguen bajando de precio
En junio de 2019 el Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos (NREL) hizo público el informe ‘Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage’ (Proyección de costes del almacenamiento en baterías a gran escala). Un trabajo en el que se analiza la evolución de los costes y el rendimiento de baterías de iones de litio a gran escala, centrándose en sistemas que pueden ofrecer 4 horas de autonomía. Esas proyecciones se desarrollan a partir de un análisis de más de 25 publicaciones que consideran estos costes. Todas ellas apuntan a una reducción de costes, pero en diferentes medidas.
NREL. Evolución de costes de las baterías
La Figura ES-1 muestra la evolución de costes baja, media y alta desarrolladas sobre una base normalizada y partiendo del año 2018.
La Figura ES-2 muestra el coste de capital para un sistema de batería de 4 horas basado en esas proyecciones, con precios de almacenamiento de 124 dólares por kilovatio hora, 207$/kWh y 338$ en 2030 (costes bajos, medios y altos, respectivamente). Y de 76$/kWh, 156 y 258 en 2050. También se evalúan los costes variables de operación y mantenimiento de las baterías, su vida útil y la eficiencia.
A juzgar por las previsiones de BloombergNEF ese descenso de los precios va viento en popa. En un informe publicado el pasado mes de diciembre, la consultora publicaba los datos de una encuesta sobre precios de las baterías. Que estaban por encima de 1.100 dólares por kWh en 2010, y que, tras haber caído un 87% en términos reales había llegado a los 156$/kWh en 2019. Para 2023, los precios medios estarán cerca de los 100$/ kWh. Según BNEF, “la reducción experimentada en 2019 se debe al aumento del tamaño de los pedidos, el crecimiento de las ventas de vehículos eléctricos y la penetración continua de baterías de alta densidad. Los nuevos diseños y la caída de los costes de fabricación reducirán los precios en el corto plazo”.
La encuesta pronostica que cuando la demanda acumulada supere los 2 TWh en 2024, los precios caerán por debajo de los 100$/kWh. Ese es el precio estimado para que los vehículos eléctricos comiencen a alcanzar la paridad de precios con los vehículos de combustión. Aunque varía según la región de venta y el segmento de vehículos. James Frith, analista de almacenamiento energético de BNEF y autor del informe, explica que “según nuestras previsiones, para 2030 el mercado de baterías tendrá un valor de 116.000 millones de dólares anuales, sin incluir las inversiones en la cadena de suministro”.
El análisis de BNEF revela que ya está en marcha el círculo virtuoso por el cual, a medida que las baterías se abaratan, más sectores se electrifican. Lo que conducirá a una mayor diferenciación en las especificaciones de esas baterías, con aplicaciones comerciales y de alta gama que miren más la vida útil y los ciclos de carga que las continuas bajadas de precios. “Pero para el despliegue masivo del coche eléctrico, el objetivo más crítico seguirá siendo el de conseguir baterías con precios bajos”.
Bloomberg NEF. Tamaño del mercado anual de baterías de litio
