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El despliegue del almacenamiento en baterías, fundamental para garantizar la soberanía energética

Enertis Applus+ desgrana las claves de la evolución del mercado del almacenamiento de energía, tecnología que desempeña un papel central en la transición energética

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Imagen proporcionada por Applus+.

El almacenamiento de energía es uno de los pilares de la transición hacia un modelo energético sostenible, al dar una flexibilidad necesaria al sistema eléctrico para apoyar el crecimiento de la generación renovable y contribuir a una gestión eficiente de las redes eléctricas. Además, su despliegue permitirá aumentar la soberanía energética de España, lo que protegerá a la economía española de la volatilidad de los mercados internacionales de las materias primas fósiles, reforzando la seguridad en el abastecimiento y acercándonos al objetivo de la neutralidad climática.

Si por un lado el crecimiento de las energías renovables sigue imparable, impulsado principalmente por su alta competitividad, la intermitencia de las fuentes no gestionables, principalmente la energía solar y la eólica por su gran implantación, representa el principal reto. A medida que éstas aumenten su penetración en el mercado eléctrico, será imprescindible integrar soluciones de almacenamiento de energía que aseguren en todo momento poder disponer de su capacidad de generación, así como mantener la estabilidad y la flexibilidad de la red, requisitos necesarios para gestionar picos de capacidad y de demanda de energía.

España se encuentra en una fase decisiva en el despliegue de las energías renovables. Se están habilitando puntos de acceso y conexión a la red para muchos proyectos fotovoltaicos en desarrollo cuyo Capacity Utilisation Factor (CUF) –esto es, el porcentaje de energía que inyectan a la red respecto a la cantidad tope que podrían inyectar si estuvieran produciendo al máximo en condiciones óptimas todas las horas del año –apenas alcanza el 20%. Hay que tener en cuenta que la producción de una planta fotovoltaica es inconstante a lo largo del año, al depender del recurso solar disponible, por lo que incorporar sistemas que almacenan energía permitiría aumentar el valor del CUF, lo que implicaría sacar el máximo provecho a dichos puntos, que tienen un número limitado.

“La legislación ya ha dado un paso adelante en este sentido, permitiendo la hibridación de tecnologías diferentes en un mismo proyecto. En el marco de los análisis de viabilidad técnico-económica que ofrecemos para este tipo de proyectos, hemos realizado casos de estudio en los que hibridando eólica, solar y baterías se ha llegado a superar CUFs del 50%”, explica Santos García, director general de Enertis Applus+, empresa global de consultoría, ingeniería y control de calidad que cuenta con una trayectoria de más de 15 años en el sector de las energías renovables y del almacenamiento.

El momento para España es ahora

La alta penetración de las energías renovables y los 40 GW de fotovoltaica previstos por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030 darán lugar a una situación en la que, cuando el sol se pone, otras tecnologías, como el almacenamiento en baterías, tendrán que ser capaces de entrar al mercado eléctrico para sustituir a la generación solar de forma rápida y evitar el riesgo de no cubrir la demanda.

Para no perder la oportunidad que supone este despliegue será necesario, no solo agilizar los trámites administrativos de los permisos para los proyectos renovables, sino también que se regule adecuadamente la participación del almacenamiento en el sistema eléctrico.

Los estudios técnicos llevados a cabo por Enertis Applus+ destacan que actualmente en España las baterías son una tecnología cuya rentabilidad aún tiene un largo camino que recorrer en proyectos aplicados al balance de energía para inyección a la red eléctrica en horas punta. Actualmente, las baterías de litio-ion dominan el mercado para un amplio abanico de aplicaciones, como el vehículo eléctrico, siendo la solución más adecuada para el almacenamiento de energía por periodos inferiores a cuatro horas, mientras que las tecnologías de flujo redox, aptas para almacenar durante periodos más largos, son clave para la integración de las renovables y para prestar diferentes servicios a la red. Otros sistemas que pueden considerarse de almacenamiento, como el hidrógeno verde, comienzan a recorrer el camino de desarrollo comercial con paso firme.

Según los datos del National Renewable Energy Laboratory (NREL), el coste de las baterías ha vivido una constante reducción en los últimos años, cayendo un 60% entre 2010 y 2019, una tendencia que se prevé que continúe a medio plazo. Pero, a día de hoy, la viabilidad económica de las baterías combinadas en proyectos de generación renovable está condicionada a que los ingresos que perciben los propietarios de las baterías por el arbitraje de precios –es decir, por guardar energía de una planta de generación renovable cuando el precio de mercado es bajo e inyectarla cuando los precios son altos-, se complementen con ingresos adicionales relacionados con otros servicios que prestan.

Esos ingresos pueden venir de los mecanismos de capacidad, en los que se retribuye a las baterías por su capacidad de aportar respaldo al sistema para garantizar el suministro eléctrico, y de los servicios de ajuste, que permiten asegurar en todo momento el balance entre la electricidad generada y la que es consumida, asegurando la viabilidad del sistema. “Estos mecanismos en España no existen, pero sí en otros países, como en Reino Unido, donde han viabilizado el desarrollo de proyectos de almacenamiento que dan servicios a la red”, señala Santos García.

En definitiva, lo que precisa España es contar con un marco normativo claro que dé certidumbre a los posibles ingresos que las baterías pueden obtener por los servicios que prestan, una asignatura pendiente y un elemento fundamental para que los inversores reciban una señal de precio adecuada y una expectativa de recuperación de costes razonable y para que, a su vez, se impulse el despliegue del almacenamiento.

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