La preocupación en torno al almacenamiento es algo que no va a dejar de crecer, porque la potencia solar fotovoltaica no para de aumentar y está claro que todas las instalaciones van a generar electricidad a la vez, con lo que los precios alcanzarán nuevos mínimos históricos. Además, la planificación española va en ese sentido, pues el objetivo establecido en el definitivo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) es que las renovables representen el 81% de la generación de electricidad en 2030 (la planificación portuguesa aspira en ese horizonte al 90%). En concreto, la última actualización del Pniec eleva hasta los 22,5 GW (antes 22 GW) el objetivo de almacenamiento (el Ministerio incluye ahí termosolar, bombeo, baterías...)
La ventana de oportunidad está servida
Aquel que logre almacenar electricidad solar barata y ofertarla al mercado en las horas punta, a las diez de la noche, por ejemplo, obtendrá una ventaja competitiva explícita. El sector es consciente y de ahí que sea creciente la demanda de tecnologías de almacenamiento capaces de desplazar la generación de períodos de exceso de oferta (entre las diez de la mañana y las ocho de la tarde) a períodos en los que no hay recursos renovables suficientes como para satisfacer la demanda.
Según el estudio EMMES 8.0 elaborado por la Asociación Europea de Almacenamiento (Ease) en el año 2023 se desarrolló un mercado de 7 GW de baterías detrás del contador y 3 GW de baterías delante del contador en Europa. Sin embargo, en España aún hay trabajo por hacer en este campo, ya que en 2023 apenas hubo desarrollo de sistemas de almacenamiento en nuestro país. Sin embargo, es cierto que el grueso del desarrollo se encuentra instalaciones detrás del contador que, como una estimación, la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (Asealen) sitúa en el entorno del medio gigavatio hora de instalaciones.
Raúl García Posada, Director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (Asealen): “El almacenamiento ya puede actuar en el sector eléctrico nacional”
Raúl García Posada, director de Asealen, ha explicado a Energías Renovables que el mercado de baterías está en un momento "efervescente" porque "estamos en un punto en el que la alternativa de generación sin emisiones fósiles es igual de competitiva que la generación fósil". En este contexto, el almacenamiento se ha convertido en “un agente más que puede participar en los mercados de ajuste del sistema”. Por lo tanto, hoy por hoy, “el almacenamiento ya puede actuar en el sector eléctrico”, aunque “su momento llegó hace tiempo”, asegura.
¿Cómo está el asunto?
El asunto ha avanzado mucho en los últimos años, especialmente en este 2024. En el ámbito regulatorio, se han completado procedimientos de operación en los que se incorpora el almacenamiento, tanto independiente, como hibridado o ubicado detrás del contador en forma de gestión de la demanda. Por lo que el almacenamiento es un agente más que puede participar en los mercados de ajuste del sistema. Por lo tanto, hoy por hoy, el almacenamiento ya está en condiciones de actuar en el sector eléctrico, tanto en los mercados de MIBEL (Day Ahead e intradiarios), como en los mercados de ajuste de Red Eléctrica. Es cierto que hay varias cosas que creemos no han quedado bien reguladas y estamos ya trabajando para mejorarlas, como la prioridad de despacho en instalaciones hibridadas. Esperamos que sean ya parte de ese proceso iterativo de mejora continua de la regulación.
Por otra parte, tenemos ya una versión definitiva de la actualización del PNIEC que recoge varios aspectos relevantes, como la categorización del almacenamiento en diario/semanal y estacional, pudiendo establecerse así esas cifras como un objetivo provisional de necesidad no fósil del sistema peninsular español, en línea con las nuevas disposiciones introducidas este año en la reforma del mercado interior de la electricidad.
Finalmente, la propuesta de resolución provisional de la convocatoria de almacenamiento independiente y térmico para usos térmicos nos termina de dar una visión de conjunto con las convocatorias de bombeo y de almacenamiento hibridado. Esperemos que los proyectos sean tramitados en tiempo por las administraciones autonómicas y nacionales, que no se establezcan restricciones sin justificaciones técnicas, y que se puedan aprovechar las ayudas concedidas. Los promotores tienen la mayor parte de su trabajo hecho. Ahora falta ese impulso de la administración para no tener que devolver las cuantías concedidas a la Unión Europea por imposibilidad de cumplir plazos de construcción.
Como gran punto pendiente de iniciar, quedaría adaptar la regulación de los sistemas no peninsulares.
¿Ha llegado el momento del almacenamiento en baterías?
El momento llegó hace tiempo, pero había multitud de pequeñas cosas en el marco regulatorio que no estaban en orden, como hemos comentado antes. La tramitación del mercado o mecanismo de capacidad parece estar en su fase final y con ellos se habilitarán varias oportunidades más para las instalaciones de almacenamiento.
Por una parte, el propio mercado de capacidad, donde la competencia con las instalaciones de generación firme existentes será muy dura. Por otra parte, el uso de este mecanismo para apoyar los objetivos de flexibilidad no fósil.
Por otra parte, el uso de este mecanismo para apoyar los objetivos de flexibilidad no fósil necesarios para cumplir los objetivos de renovables en la generación y de reducción de emisiones del sistema eléctrico al entorno de los 11 millones de Tn de CO2 equivalente anuales en el sistema peninsular (desde los 18 millones Tn CO2 equivalente actuales, aproximadamente).
Si pasamos al almacenamiento detrás del contador, hoy en día es una opción muy interesante para todos aquellos que tengan una instalación de autoconsumo con excedentes. La instalación de baterías permite optimizar las potencias contratadas, sustituir con energía renovable los consumos de las puntas de la tarde/noche y de la mañana, y darle un mayor valor a esa energía que cada vez será menor en las horas solares, además de ayudar al resto del sistema por reducir el consumo en esos momentos de mayor consumo conjunto.
Por su parte, la generación renovable a gran escala sin ninguna capacidad de almacenamiento prácticamente carece de sentido, especialmente en las tecnologías solares. El momento de incorporar almacenamiento, incluidas las baterías, llegó. Falta eliminar esas incertidumbres que ha incorporado la regulación. Falta eliminar esas
incertidumbres que ha incorporado la nueva regulación, pero las instalaciones de generación renovable tienen que dar ese salto cualitativo hacia una mínima gestión, mínima firmeza, mínimo servicio al sistema y al consumidor final.
¿Siguen siendo tan caras como dicen? ¿Cuáles son las previsiones (en materia de precios, en materia de ventas)?
El que algo sea caro o barato depende de con qué lo compares. Y depende de los servicios que ofrezca ese equipo. Los precios de las baterías de litio han retomado una senda de precios decrecientes, suficientes para competir, por ejemplo, con nuevas centrales de combustibles fósiles (si se hubiera permitido participar, las soluciones con baterías hubieran resultado más competitivas en la convocatoria de Régimen Adicional en los territorios no peninsulares, como podremos comprobar en unos meses cuando resuelvan). Ahora bien, si quieres comparar con una instalación ya construida… pues depende de los servicios que se pretendan ofrecer.
Lo que está claro es que estamos en un punto en el que la alternativa de generación gestionable sin emisiones fósiles es igual de competitiva que la generación fósil y, en muchos casos, más favorable para el conjunto renovable+almacenamiento.
Las previsiones son que esa senda de precios decreciente continúe. Y ello se debe a las mejoras en seguridad, los incrementos de densidad de energía, el aumento de vida útil y reducción de degradación, la experiencia adquirida en diseño, configuración, montaje y mantenimiento, la disminución de la percepción de riesgo -por parte de los evaluadores de riesgo y compañías aseguradoras y entidades financieras-, y a la competencia de nuevas químicas… Todo este conjunto de factores hace que mantengamos esa expectativa de continuar con el descenso en el coste de las instalaciones que, según los valores mostrados por las ayudas de las convocatorias a almacenamiento, estaría próxima al entorno de los 250.000 €/MWh en utility scale para proyectos terminados a principios de 2026.
¿Cómo está ahora mismo el mercado?
El escenario general está complicado. Por una parte, hay una cantidad de permisos de acceso y conexión de almacenamiento solicitados y concedidos que podría parecer suficiente para las necesidades de los próximos años. Por otra parte, muchas de estas solicitudes podrían encontrarse con condiciones locales que dificultan el desarrollo de proyectos independiente de almacenamiento, ya que se han informado o establecido en fechas muy posteriores a las solicitudes, así que parecería prudente permitir incrementar los proyectos en el porfolio de desarrollo.
Sin embargo, una de las recientes modificaciones regulatorias en el acceso y conexión introduce barreras, riesgos y costes adicionales a las peticiones de acceso a red: garantías adicionales como demanda y concursos separados e independientes en el tiempo para acceso como generación, y como consumo en los nudos de la Red de Transporte. Así que el desarrollo de nuevos proyectos, pidiendo acceso como generación por un lado y como demanda por otro, hoy en día resulta muy difícil, aunque no imposible. En este sentido, la propuesta para aplicar unos patrones fijos de funcionamiento para solicitudes de capacidad de acceso en red de distribución puede suponer una ventana de oportunidad, en tanto en cuanto no se habiliten concursos en la
red de transporte, que sería la forma más rápida y con menos limitaciones. Lo sabremos en las próximas semanas según complete la CNMC la redacción final de la Resolución que lo regule.
Y en lo referente a los potenciales ingresos adicionales a los procedentes de mercados y servicios se pueden resumir en: 1) Mercado de capacidad, tomando en consideración que será muy pequeño y en competencia con tecnologías existentes (Ciclos combinados); 2) Apoyo a flexibilidad no fósil, pudiendo utilizarse pagos por capacidad o instrumento que se diseñe para el mercado de capacidad; 3) Almacenamiento hibridado con generación renovable en convocatorias de Régimen Económico de Energías Renovables (REER) o de Régimen Específico (tipo RECORE); y 4) Nuevas líneas de ayudas directas tipo FEDER, Transición Justa, etc..
¿Cuántas baterías hay instaladas: domésticas, industriales?
Es un dato que desconocemos en España. Nuestra estimación es que estará en línea con las ayudas del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento para instalaciones de autoconsumo, en torno a unos 500 MW / 1 GWh detrás del contador, aunque hay algunos estudios que muestran cifras mucho mayores basadas en encuestas a vendedores, fabricantes e instaladores. En cuanto a conectadas a red directamente, la cifra ronda los 20/30 MW.
¿Qué se puede destacar sobre proyectos emblemáticos o proyectos faro?
En baterías no hay muchos… cualquiera de los que están conectados podría considerarse un proyecto “faro”, pero son pequeños y poco conocidos. En la propuesta provisional de almacenamiento independiente hay alguno de tamaño considerable, pero hay que tener en cuenta que en las propuestas de resolución provisional de la convocatoria en islas e hibridadas con generación renovable, también había proyectos que no llegaron a la propuesta de resolución definitiva.
Personalmente, a mi me gusta destacar los grandes proyectos de almacenamiento detrás del contador, proyectos que a finales de 2022 supusieron instalaciones de 1 MW / 2 MWh, y que en 2023 ya alcanzaron tamaños de 5 MW / 10 MWh, por lo que que en 2024 seguro que se superan también.
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