¿Así que ahora se dedica al almacenamiento?
Siempre he intentado estar en lo más nuevo: primero promoviendo una política de renovables, y unos objetivos, en Europa, y luego dedicándome a la promoción de plantas minihidráulicas, eólicas y fotovoltaicas, desarrollo de negocio de electrónica de potencia, inversión en plantas renovables…. Y ahora, al almacenamiento y al hidrógeno, desde la consultoría e ingeniería. En realidad, desde 2015 estoy metido en almacenamiento, porque Dynavolt, la propietaria de la empresa donde yo trabajaba, era un fabricante de baterías de plomo y de litio, y así acabé participando en el diseño de un proyecto alemán de 200 MWh, entre otros, y más adelante en el de uno de 5 MWh en Canarias, el primero en España para mí. Todo ello me ha dado un conocimiento de primera mano de este tipo de sistemas, tanto de esa tecnología como de su desarrollo e integración en la red eléctrica.
¿Por qué es tan importante el almacenamiento?
La generación eléctrica no va a parar de crecer, pero eso no significa que las renovables, sobre todo la fotovoltaica y la eólica, se puedan adaptar a la demanda sin que se deba sobrepotenciar mucho y permitir que parte de la producción se pierda, es decir, los famosos vertidos. Si queremos que la energía sea 100% renovable, necesitamos almacenamiento, que es la clave ahora de la transición energética, así de simple.
La transición energética implica una electrificación generalizada del suministro energético, en todo aquello en lo que se pueda, claro. La movilidad eléctrica es una realidad, y en breve los coches eléctricos no van a tener competencia, tanto en el valor de adquisición como en los costes de operación y mantenimiento, que son bajísimos comparados con los de los convencionales o incluso los híbridos. Los usos térmicos domésticos y comerciales, e incluso en parte de los industriales, se van a electrificar también, sobre todo por medio de bombas de calor, las llamadas aerotermia y geotermia.
¿Y la industria?
En la industria hay usos que son de muy difícil electrificación, sobre todo en las aplicaciones de alta temperatura, y aquí es donde surge la necesidad de termias renovables, es decir, hidrógeno. Esto también es cierto para transporte en largas distancias, incluyendo el ferroviario, el marítimo y el aéreo de largo recorrido, donde serán necesarios combustibles sintéticos, los llamados e-Fuels, sobre todo a corto plazo para permitir el uso de la flota existente. Estos e-Fuels se producen con hidrógeno y carbono de origen orgánico. Y todo ese hidrógeno, verde, claro, se debe producir también con electricidad, con lo que también por esto se va a incrementar, y mucho, la generación eléctrica. Se estima que en 2050 al menos el 30% de la energía pasará por el vector hidrógeno.
¿Hidrógeno solo verde?
El hidrógeno solo puede ser verde, es decir, producido con energías renovables. Lo del hidrógeno azul, que implica usar gas fósil y luego hacer captura de CO2 solo va a retrasar lo inevitable, así que es mejor acometer el desarrollo de las tecnologías necesarias ya, con un apoyo inicial, como ha ocurrido con cualquier otra tecnología energética, carbón y nuclear incluidas. Además, estoy convencido de que el coste del hidrógeno verde será competitivo con el de origen fósil mucho antes de lo previsto, y en todo caso esta misma década, y en esto tendrá mucho que ver la bajada del coste de la generación renovable, que es el factor más relevante.
El almacenamiento no compensa por ahora para híbridar con generación. ¿Para cuándo se espera que su precio resulte competitivo?
Los costes del almacenamiento están bajando exponencialmente, de forma similar a la bajada de la fotovoltaica, por lo que en un par de años veremos niveles de precios impensables hace muy poco, y de hecho mucho más bajos que la mayoría de las previsiones, que consideran bajadas lineales. Por eso insisto siempre en que es importante analizar los posibles escenarios de introducción del almacenamiento en las plantas de generación, para poder planificar las fases de instalación. Hoy en día no se puede preparar un business plan considerando que se va a poder vender toda la producción a un precio mínimo, porque según vaya entrando toda esa nueva potencia en la red, y hablamos de 40 GW, habrá momentos de precio cero, o vertidos por falta de demanda. Todo aquel que esté promocionando ahora una planta de generación y no haya previsto el almacenamiento tendrá que afrontar luego unos costes de instalación mucho más elevados que los de plantas ya planificadas desde el principio.
Para que se vea bien la bajada del almacenamiento, el año 2015 el coste nivelado de almacenamiento, el LCOS, que es una forma de medir el coste de almacenar energía en función de la inversión y los costes de operación, estaba en unos 240 €/MWh. El año pasado ya se puso en unos 45 €/MWh, y estimo que en dos años estará por debajo de 15 €/MWh. Es por ello que hoy en día conviene esperar para montar almacenamiento, pero no mucho. Luego se podrá montar aún más, a un coste marginal comparado con la generación. Y es importante entender que el coste de los sistemas de almacenamiento implica mucho más que las baterías. De hecho, la contribución de las baterías al coste total baja con el tiempo, de forma similar a los módulos en la fotovoltaica. Además, todos nos acordamos de cuando se decía que la solar era cara, por percepción histórica. Eso mismo pasa ahora con el almacenamiento.
Por lo que dice, ¿sería interesante para un promotor invertir ya en almacenamiento?
El almacenamiento permite instalar mayor potencia de generación para una misma potencia del punto de conexión. Como antiguo promotor, sé lo difícil que es conseguir todos los permisos para conectar una planta de generación a la red. Por ello es necesario maximizar las posibilidades de ese punto de conexión, ya que dinero para invertir en buenos proyectos sobra. Lo que falta son buenas oportunidades de inversión. Por ejemplo, si tienes un punto de conexión de 100 MW, en principio montarías 120 MW pico de fotovoltaica, pero si tienes 100 MWh de almacenamiento, o sea una hora de producción, podrías aumentar esa potencia fotovoltaica, quizás a 150 MW pico, para aprovechar el llamado clipping. Lógicamente, según vaya habiendo más vertidos, deberás ir instalando más capacidad de almacenamiento, empezando por ejemplo por otra hora, y llegando con el tiempo a cuatro horas, con una capacidad total de 400 MWh. Ese incremento de capacidad se haría, lógicamente, según bajen los costes del almacenamiento. Y más adelante, si se monta una planta de hidrógeno con la misma potencia que el punto de enganche, de 100 MW, la potencia fotovoltaica puede volver a aumentar, esta vez de forma drástica, a 200 o 300 MW de pico, o incluso más, dependiendo del sitio.
Esto supone una ruptura importante con la forma tradicional de plantear los proyectos, ¿no?
El concepto tradicional de planta de generación, en la que todo se monta desde el principio y luego simplemente se explota, va a cambiar. Va a pasar de un modelo estático a otro dinámico, en el que se van acometiendo inversiones progresivamente, tanto en aumentos de potencia instalada como en tecnologías. El almacenamiento es quizá el ejemplo más relevante, por la necesidad de esperar a que los precios se vayan poniendo a tiro, y a que empiece a haber vertidos significativos o el mercado se mueva hacia precios nulos en horas de máxima generación, para que una inversión compense. Para cada planta llegará un punto en el que se justifique una inversión determinada, pero más adelante, con más cambios en esos tres parámetros, podrán justificarse otras inversiones adicionales. De forma similar, la hibridación con otras tecnologías de generación también es muy interesante, al igual que las nuevas tecnologías como el hidrógeno, y todas ellas se irán añadiendo también a las plantas originales de forma progresiva.
También se está hablando del almacenamiento para entrar en mercados de servicios de red. ¿Es esto interesante?
Los mercados de servicios de ajuste del sistema, que gestiona Red Eléctrica, sirven para garantizar la seguridad de suministro y solucionar restricciones técnicas y desequilibrios entre oferta y demanda y, como se vio a principios de enero, tienen unos precios muy interesantes, mucho mayores que los del mercado diario. El problema es que manejan muy poca energía, por lo que cuando empiece a haber más capacidad instalada de almacenamiento los precios empezarán a bajar, como ya ha ocurrido en Alemania o en el Reino Unido. Pero el que quiera montar almacenamiento para ir a estos mercados que lo haga ya, y no espere a que bajen los costes. Más adelante pueden llegar a ser un buen complemento, pero el que base su inversión en estos mercados creo que se equivocará.
Lo que sí puede ser interesante para complementar la rentabilidad de estas plantas es el arbitraje de precios en el mercado, comprando electricidad por la noche o durante los picos de generación que he comentado, y vendiendo cuando la demanda sea alta. Dicho esto, tampoco se debe basar la inversión en esto, ya que según se vayan montando más sistemas de almacenamiento, los precios también se irán aplanando, y aunque este efecto será más lento que la bajada en los mercados de servicios complementarios, también acabará produciéndose.
Otro aspecto relevante es el cumplimiento de nuevos códigos de red. El que las plantas puedan cumplir con rampas de subida y sobre todo de bajada, suavizado de curvas, como cuando pasa una nube, potencia a subir con frecuencias bajas, etc., solo se puede hacer con almacenamiento, y de hecho hay redes que no permiten conectar sin estas capacidades.
¿Está formado el sector para afrontar todos estos nuevos conceptos que conlleva el almacenamiento?
Hablando con muchos promotores sobre estos sistemas vi que había muy poco conocimiento de cómo incluir el almacenamiento en sus promociones, y escasa oferta de asesoría, pero sí mucho interés. Y es que preparar una planta para almacenamiento no es solo cuestión de dejar el espacio necesario. En la parte técnica se deben contemplar también las futuras conexiones o el tipo de inversores, que deberán ser compatibles en el futuro, y para hacer eso bien se debe analizar ya la topología a utilizar, lo que incluye hacer escenarios de implantación y los balances energéticos correspondientes. Pero además, también se deben prever las futuras ampliaciones en los contratos con los suministradores, los sistemas de control de planta, y la tramitación de dicha ampliación, entre otros. Por ejemplo, en topologías de conexión en el lado de continua, una tramitación bien planificada sirve para evitar más adelante actualizaciones del estudio de interconexión.
• Esta entrevista se ha publicado en el número de febrero de Energías Renovables en papel. Aquí puedes descargar gratis la revista en PDF.
