La falta de incentivos lastra el desarrollo del almacenamiento de energía en España
La evolución de los mercados de capacidad, en manos de la CE, es fundamental y va con retraso Alemania, Reino Unido, Australia y California lideran la carrera global
España tiene una bendición y un problema. La bendición es que cuenta con sol para aburrir –alrededor del doble de horas al año que en el centro y el norte de Europa– y grandes superficies de terreno baldío en las que poder instalar paneles fotovoltaicos sin entrar en contradicción con los usos agrícolas. El problema es que, como ya está empezando a suceder muchos festivos y fines de semana, sobrarán grandes cantidades de electricidad en las horas centrales y, en cambio, faltarán en las horas pico (desayuno y cena) y en algunas madrugadas. Una situación para la que solo hay una salida: almacenar energía las horas y los días que sobra electricidad verde y barata para utilizarla cuando hace falta.
El almacenamiento es algo así como el Santo Grial de la transición a las renovables: para que la penetración de las fuentes verdes sea total, hay que asegurar también el suministro libre de emisiones cuando no hay sol ni viento o en las que, simplemente, la demanda eléctrica es mayor que la oferta. Y eso solo se puede asegurar de dos maneras: con centrales hidroeléctricas de bombeo, para las que España cuenta con una orografía única, y con baterías, que, a su vez, pueden ser de gran escala, conectadas directamente a la red, asociadas a plantas fotovoltaicas o eólicas, o de carácter doméstico.
Ambas soluciones son complementarias: “Las baterías te funcionan muy bien para unas horas; el bombeo te soluciona el almacenamiento diario y el semanal, y el reto a futuro será pensar más allá del semanal, llevar energía del verano al invierno, quizá con hidrógeno”, expone por teléfono Pedro Linares, profesor de la Universidad Pontificia Comillas especializado en regulación energética. “Pero hay una cosa clara: no podemos permitirnos perder más tiempo en la regulación, porque 2030 está al lado y tenemos que empezar ya. Por cada bombeo que no se construya, habrá que poner una central de gas más en marcha de lo que necesitarías”.
Los datos de peticiones de acceso a la red de los desarrolladores de baterías no paran de crecer, a tenor de las últimas cifras del gestor del sistema (REE), que contabiliza solicitudes por más de 14.000 megavatios (MW) de baterías y más de 3.900 MW de bombeo. Sin embargo, el retraso de la Comisión Europea en el desarrollo de los mercados de capacidad –en plata: incentivos para que los desarrolladores se lancen sin miedo a instalar almacenamiento– está frenando muchos proyectos clave para estabilizar una curva de precios que exhibe diferencias cada vez más pronunciadas entre unas horas y otras.
“Hace falta, urgentemente, una regulación que dé un ingreso extra para baterías y bombeos. Por arbitraje puro y duro [comprar energía cuando está barata y venderla cuando está cara], los números todavía no salen”, reclama Javier Revuelta, sénior principal de la consultora energética Afry. “La pelota sigue en el tejado de Bruselas: hasta que no haya un mercado de capacidad, no se invertirá masivamente”. Y avisa: “Para integrar todas las renovables que vienen y evitar vertidos masivos, necesitamos entre 15 y 20 gigas de almacenamiento en 2030, más de lo que dice el Plan Nacional Integrado. Pero con la regulación actual es imposible llegar a esas cifras”.
Tejado
“España ha impulsado especialmente este refuerzo de los mecanismos de capacidad y viene siguiendo el procedimiento vigente para disponer cuanto antes de un mecanismo de capacidad”, subraya un portavoz del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. “Paralelamente, está apoyando el almacenamiento con distintas líneas del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia que suman más de 1.000 millones de euros”.
Revuelta reconoce algunos “avances” en los últimos tiempos, como en el desarrollo normativo de operación de REE –“que abre una fuente de ingresos, porque ya permite a las baterías participar en todos los mercados eléctricos, incluido el de restricciones técnicas”– como en la financiación de proyectos con cargo a los fondos europeos. “Las autoridades españolas han avanzado bastante en eso, pero lo que falta es lo más importante: que la Comisión Europea dé el visto bueno para que cada país pueda hacer su propio desarrollo de los mercados de capacidad”, apunta. Un mecanismo que consistirá en subastas incentivadas para que el propio sistema eléctrico compense a quien invierte en almacenamiento y le ofrezca un retorno garantizado a largo plazo. Justo lo que muchos en el sector quieren para lanzarse definitivamente a instalar baterías, como ya sucede en otras latitudes.
Los datos son claros: mientras en España, un país tocado por la varita mágica de la energía solar, la potencia de baterías conectadas directamente al sistema se cuenta en megavatios, en Reino Unido, Alemania, Australia o California ya se mide en gigavatios.
En cada caso, por un motivo: Alemania, porque también tiene mucha fotovoltaica y problemas de red (que el almacenamiento soluciona parcialmente); Reino Unido, por su condición insular; Australia, por la enorme prevalencia de la solar y porque las enormes distancias entre sus sistemas, y California, para estabilizar el suministro y la red en un sistema de alta penetración fotovoltaica.
Y es solo el principio de lo que está por llegar: el continuo desarrollo tecnológico promete una importante reducción de costes en los próximos años. En el caso español, las que sí están teniendo más predicamento son las instalaciones hibridadas: baterías asociadas a plantas renovables (sobre todo, fotovoltaica en suelo), para las que en la mayoría de casos sí salen los números, incluso sin incentivos, porque permiten a sus titulares almacenar energía que de otra manera perderían, bien por saturación de la red bien por precios cero o incluso negativos en los tramos horarios en los que ellos más generan.
Baterías
“Ya no se entienden nuevas plantas que no lleven baterías”, aquilata José Donoso, director general de la patronal fotovoltaica Unef. “Nuestra propuesta, de hecho, es que todas las que acudan a futuras subastas tengan que ir ya con baterías”.
Esta última modalidad sería importante, pero no suficiente. “Si queremos que los precios altos no sean tan altos por la noche, que el sistema sea estable y reducir el uso de los ciclos combinados [en los que se quema gas para generar electricidad], son imprescindibles las baterías a gran escala”, sintetiza Donoso. “De hecho, los propios incentivos fijados en las subastas los pagará con creces el propio sistema, porque el servicio que ofrecerá será mucho más valioso que su coste”. El jefe de Unef también reclama incentivos fiscales para la instalación de baterías domésticas en los hogares y empresas que tienen instalados paneles en el tejado: “En Alemania son muy mayoritarias, y es una solución muy interesante porque no requiere grandes inversiones: es descentralizada y ahorra muchos costes al sistema, ya que actúa como respaldo”.
Todas las fuentes consultadas coinciden en una máxima: Bruselas debe mover ficha pronto, porque no hay tiempo que perder. Sobre todo en España, un país en el que, por sus propias condiciones de partida, las ventajas del almacenamiento son evidentes. “Es urgente”, desliza Donoso. “Somos el sitio en el que más falta hace almacenamiento para desarrollar bien las renovables... No sé si nos estamos quedando atrás respecto a otros o respecto a nosotros mismos, pero nos estamos quedando claramente atrás”, continúa Linares. “Tenemos que dar con la tecla: no podemos demorarnos más, porque 2030 está al lado y tenemos que empezar ya”.
No podemos permitirnos perder más tiempo en la regulación
Por cada bombeo que no se haga habrá que poner una central de gas más