Las baterías, una vía para reconectar la España rural
En las localidades con orografía compleja, evitan cortes de suministro. Las distribuidoras cuentan con varios proyectos en el territorio nacional
Valcarlos es el primer pueblo español que pisan los peregrinos al emprender el camino de Santiago francés en su ruta hacia Galicia. Un paisaje boscoso y montañoso los acoge mientras recorren unas carreteras empinadas y repletas de curvas pronunciadas. La localidad navarra, de unos 300 habitantes, vive del comercio y del turismo. Su compleja orografía y su ubicación remota, pese a ser un escenario idílico para una postal, se convierten en obstáculos importantes: entre otros para el suministro de energía.
En invierno, las fuertes tormentas y las nevadas copiosas provocan la caída de árboles en los cables de la línea de media tensión que alimenta el pueblo, con consecuentes apagones. Pero la historia, ahora, podría cambiar. A principios de julio, i-DE, distribuidora de Iberdrola, inauguró una batería de almacenamiento conectada a la red de distribución con el objetivo de dar electricidad inmediata a Valcarlos en caso de avería.
La pila, de ion litio y de proveedores europeos, tiene una potencia de 1,2 MW y una capacidad de almacenamiento de energía de 4 MWh, que puede garantizar el suministro durante unas 20 horas. David Martín Utrilla, director de DSO de i-DE, explica que la batería, además de alimentarse de la línea, también se beneficia de la presencia de dos minihidráulicas en las inmediaciones del pueblo. De esta manera, se crea una microrred en Valcarlos, que permite suministrar energía al pueblo de manera independiente y aislada en caso de incidencia.
La falta de espacio y la orografía difícil fueron un reto para su instalación, de unos 12 metros, y que supuso una inversión de siete millones de euros. Su funcionamiento es parecido a las pilas de un mando de la televisión: almacena energía en forma química que luego transforma en eléctrica. Sin embargo, esa corriente es continua. Por ello la instalación cuenta con un inversor que la convierte en alterna. Añadido a esto, un transformador eleva la baja tensión a media, la que se “inyecta” a la red. La instalación se revisa a distancia desde el centro de control.
El alcalde de la localidad, Nicolás Camino, todavía recuerda la llamada de 2020 en la que le propusieron el proyecto. “Ha cambiado y cambiará nuestras vidas. Nos va a dar mucha tranquilidad en el día a día”, confesó en la inauguración, en la que estuvo presente María Chivite, presidenta de la comunidad autónoma, quien fue aún más tajante: “Se acabaron los apagones”, espetó.
La de Valcarlos no es la única instalación de este tipo en España. Martín, de i+DE, asegura que la empresa instaló la primera en Caravaca de la Cruz (Murcia) en 2019. Pese a contar con una capacidad menor, de 2 MWh, tiene el mismo objetivo: garantizar el suministro en caso de avería en una zona muy rural, donde los costes y los tiempos de desplazamiento eran muy ingentes. “Ha servido para mantener la calidad de suministro en la zona, y nos permite subir y bajar tensiones, modular mejor los flujos de energía dentro de la red”, asevera Utrilla.
A esta se suma otra, más pequeña (de 0,3MWh), en Hornico (Murcia), que también tiene la misma problemática. En este caso se trata de una instalación estratégica porque se encuentra en la misma red de la de Caravaca. “Podemos ver la interacción entre ellas y el efecto con la generación de la zona, que nos dará más información por lo que pueda venir después”, augura el experto.
Otros acumuladores
La España rural se convierte así en un laboratorio para aplicar esta tecnología, que favorece la cohesión territorial. i-DE, de hecho, no es la única en tener este tipo de proyectos. En 2020, EDP, con sus comercializadoras Begasa, E-Redes y Viesgo, empezó a instalar baterías que van desde los 232 kWh hasta los 800 kWh, con una duración que varía entre las cuatro horas y media hasta las 16, argumentan desde la firma. A día de hoy han instalado dos en Cantabria y en Asturias y tres en la provincia de Lugo: entre estas, la de Chao do Pousadoiro, en Ribeira de Piquín.
Este acumulador, instalado por Begasa en 2022, tiene una capacidad de 400 kWh y puede atender la demanda eléctrica de la zona durante ocho horas de media. “Se alimenta de la energía de la red eléctrica y se descarga en la misma cuando es necesario, evitando cortes en el suministro”, detallan desde EDP. También se puede monitorear desde remoto para conocer su estado en tiempo real. En la instalación, de seis metros de longitud y de fosfato de hierro-litio, la compañía invirtió 500.000 euros.
Por su parte, e-distribución, la filial de redes de Endesa, ha presentado un plan de inversión para 2025 que incluye la puesta en marcha de tres baterías para reducir el tiempo de interrupción de suministro en tres localidades: Genalguacil (Málaga), Llança (Girona) y Belchite (Zaragoza). En estos lugares “no es viable desplegar nuevas instalaciones que permitan reforzar la red. La dificultad deriva de la orografía montañosa en la costa o por atravesar espacios naturales”, afirman desde la empresa, pendiente de la autorización del Ministerio de Transición Ecológica y de la CNMC para desarrollar estos planes.
El reto de acumular energía
PNIEC. Sea a través de bombeo o con las baterías, el almacenamiento es un fundamental para lograr la descarbonización. El Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) establece como objetivo para 2030 que España alcance los 22 GW de energía almacenada, entre pilas e hidroeléctrico. Este último tiene el mayor peso, con unos 5.379 MW instalados y en servicio, frente a tan solo 11 MW de las baterías, conectados a la red de distribución, según datos de Redeia.
Permisos. No obstante, el negocio de las baterías empuja para crecer. De acuerdo con las cifras del operador, más de 8GW tienen ya permiso de acceso y conexión. A estos se suman más de 5.500 MW que han presentado la solicitud. Sin embargo, Luis Marquina, presidente de la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (Aepibal), alerta de que muchos se pueden caer: “El permiso concedido es un proyecto posible. Hay que ver si todos llegan a construirse”.
Regulación. Marta Castro, directora de regulación de Aelec, reconoce que para lograr los objetivos del PNIEC y para que los proyectos sean viables económicamente el sector necesita que se cumplan ciertos requisitos. En primer lugar, que se implemente el pago por capacidad, que garantiza ingresos continuos y previsibles a las compañías, frente a flujo variables, evitando distorsiones de precios. En segundo lugar, considera necesario superar los límites de capacidad de la red, a través del desarrollo de las redes eléctricas en el país. “Además, es necesario tener una planificación flexible, coherente y multisectorial, ya que no todos los puntos de la red necesitan la misma expansión”.
Autoconsumo. El almacenamiento energético también contribuye a la apuesta para el autoconsumo. Desde Acciona explican que, a partir de 2022, varios hogares en entornos rurales han instalado fotovoltáica con una batería con funciones de backup, que garantiza energía a la vivienda en caso de apagones. Estas pilas se pueden cargar con el excedente de la fotovoltaica o directamente de la red y tienen una capacidad de entre 5,5 y 11 kWh. La empresa cuenta con 150 instalaciones en todo el territorio nacional, tanto en las urbes como en el campo.
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