“El almacenamiento se ha convertido en un agente más que puede participar en los mercados de ajuste del sistema”, dice Raúl García Posada, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (Asealen). “El mercado de baterías está en un momento efervescente”. Por lo tanto, hoy por hoy, “ya puede actuar en el sector eléctrico”, tanto en el Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) como en los mercados de ajuste de Red Eléctrica, añade.
De hecho, García Posada cree que “todo el fomento público de instalaciones de autoconsumo debería haber ido ligado a la instalación de una mínima capacidad de almacenamiento desde 2020, año de nuestra fundación. El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia ha incluido diversas líneas de ayudas a ese almacenamiento junto a instalaciones de autoconsumo, pero comenzó de manera muy tibia. Poco a poco se han ido introduciendo estos requerimientos de almacenamiento mínimo (en torno a 0,5 horas de almacenamiento de la potencia instalada del generador renovable) y, hoy en día, es un elemento indispensable para que la punta de consumo de la noche no sea cubierta con generadores fósiles, mientras desperdiciamos energía renovable a media tarde”.
A la pregunta de para quién resulta especialmente beneficioso el almacenamiento, García Posada dice que “si pensamos en el almacenamiento detrás del contador, la opción es especialmente interesante para todos aquellos que tengan una instalación de autoconsumo con excedentes”. “Poner 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, al reducir el consumo en esos momentos de mayor consumo conjunto”, puntualiza.
Grandes consumidores
Para grandes consumidores donde la instalación de autoconsumo apenas cubra un pequeño porcentaje de su potencia consumida, y siempre que sea sin apoyo público, puede aún tener sentido no instalar baterías, dice García Posada. “Pero nuestra recomendación es que se haga el análisis completo: diferencias del coste energético en horario solar con el horario punta, coste de los peajes, optimización del término de potencia, oportunidad de participar en mercados del sistema y servicios como el SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, una herramienta que aporta flexibilidad extra a la operación del sistema eléctrico), oportunidad de uso como backup de emergencia…”. En definitiva, en Asealen apuntan “que la decisión más apropiada es también, en este caso, instalar un sistema de almacenamiento, aunque sea pequeño”.
“Almacenar electricidad solar barata y ofertarla al mercado en las horas punta (a las diez de la noche, por ejemplo) aporta una ventaja competitiva explícita a que quien lo hace”, dice García Posada. “El sector es consciente de ello 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”.
Javier Gaona, responsable de la División de Estacionarias de TAB Spain, cree que el momento de almacenar en baterías el exceso de energía solar que genera una instalación de autoconsumo “ha estado siempre ahí”, lo que pasa es que ahora empezamos a tener una idea completa de lo que un sistema de almacenamiento aporta. “Una instalación de autoconsumo con baterías permite guardar físicamente en local todo el excedente de energía producido y proporciona al propietario de la instalación varias ventajas como son el peak shaving, si usamos parte del almacenamiento para reducir los picos de consumo permitiéndonos cotizar en un tramo de potencia inferior, el time shifting nos permite liberar ese almacenamiento en el momento en en que la tarifa de red tiene un mayor precio, normalmente en horas de nula incidencia solar, pagando esa energía a coste cero”, explica. “A estas dos ventajas le añadimos que el sistema puede actuar como estabilizador de la energía recibida de la red evitándonos los problemas derivados de microcortes, cortes de larga duración y sobretensiones, de manera que el almacenamiento en instalaciones de autoconsumo, especialmente si son industriales, es realmente interesante”.
Gaona redunda en esta idea con ejemplos: “Imagina una industria que trabaja en cadena 24/7 con 3 turnos de trabajo, reducir un escalón el tramo de potencia le supone un ahorro cuantioso, si además cubre otro turno con la energía almacenada a partir del excedente el ahorro sube y si se tiene en cuenta el coste de las paradas de producción por problemas de suministro, se llega a retornos de inversión realmente rápidos para una vida útil amplísima”. "Ahora imagina una instalación doméstica típica", prosigue. “Una parte grande del consumo se realiza fuera del horario de producción solar: termo eléctrico, microondas en la mañana, aire acondicionado, horno, vitrocerámica y lavadora/secadora, televisión… podemos solucionar este consumo con almacenamiento local, que no olvidemos es el que menor impacto ambiental tiene”.
“Una instalación de autoconsumo con un almacenamiento que cubra el 100% de la necesidad de energía nos garantiza consumir la electricidad al mismo precio kWh durante toda la vida útil del sistema, liberándonos de las oscilaciones de precio tanto del consumo como de una venta cada vez más castigada. La mayor parte de las empresas que conozco firmarían un precio fijo de la electricidad al nivel actual para los próximos 15-20 años”, concluye Gaona.
Menos instalaciones en 2023 que en 2022
Los datos aportados por la patronal solar UNEF en su último informe sobre el estado del sector indican, no obstante, que el almacenamiento en baterías en plantas de gran escala no acaba de arrancar en España. En 2022 se instalaron 495 megavatios hora (MWh) de almacenamiento detrás del contador, lo que supone una disminución del 64% en comparación con 2022, año en el que se instalaron 1.383 MWh. La mayoría de la nueva potencia, un 47%, se instaló en el sector industrial, un 32% en el sector residencial, un 20% en el sector comercial, siendo el 1% restante, autoconsumo aislado.
Este lento avance se debe –argumenta UNEF– a que persisten ”barreras que desincentivan la inversión en almacenamiento de energía”. Por ejemplo, “puede suceder que el incentivo ganado por la diferencia de precios máximos y mínimos (comprar electricidad en horas baratas y vender en horas caras) sea menor a los costes de almacenamiento.
Este riesgo, explican desde la asociación, deriva del actual funcionamiento de los mercados eléctricos ya que el precio de la electricidad depende de factores exógenos como puede ser el precio del gas metano o de los derechos de emisión de CO2. “Esto complica el cálculo de la volatilidad de precios que podrá ‘capturar’ el almacenamiento, ya que depende de cuestiones totalmente externas al mercado eléctrico”. Ante ello, UNEF pide “un mecanismo de retribución específica para el almacenamiento, para hacer que las instalaciones de almacenamiento sean bancables y cuenten con mayor certidumbre retributiva”.
El precio de las baterías es otro elemento determinante. ¿Sigue siendo su coste un freno? En este terreno, todo depende de con qué lo comparemos; y de los servicios que nos ofrezca el almacenamiento. Lo que es incuestionable es que los precios de las baterías de litio están bajando, y las cuentas comienzan a salir. Hay que tener en cuenta, asimismo, que el precio de una batería para las placas solares puede variar significativamente en función de la capacidad de almacenamiento que tenga, la marca, la tecnología utilizada y la duración de la garantía. En otras palabras, una batería de mayor capacidad y calidad tiende a ser más costosa, pero también ofrece un rendimiento y una vida útil superiores.
De la misma manera, hay que tener en cuenta que ante el rápido aumento de la generación renovable en el mercado español, con precios cero y hasta negativos, el sector busca soluciones para almacenar la elevada producción solar de las horas centrales del día (que propicia bajadas de precio muy acusadas) y emplear esa electricidad almacenada en horas en las que el precio de la electricidad sea mayor y la rentabilidad para los productores solares, consecuentemente, también mayor. El asunto, además, va a ir en aumento, porque la potencia solar fotovoltaica no cesa de crecer y está claro que todas las instalaciones van a generar electricidad a la vez, con lo que los precios podrían seguir estando por los suelos. La planificación española va en ese sentido, pues el objetivo establecido en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima es que las renovables representen más del 80% de la generación de electricidad en 2030.
Aurora Energy Research, empresa especializada en el análisis del mercado eléctrico, estima que la península Ibérica podría alcanzar los 6.000 MW de almacenamiento en baterías de aquí a seis años (horizonte 2030), y ofrece una herramienta para evaluar la rentabilidad de los activos de almacenamiento, especialmente en áreas con alta penetración de energías renovables, caso de España.
Subastas específicas
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) plantea un total de 138 gigavatios de renovables para 2030, 76 GW de solar y 62 GW de eólica, pero solo 22 GW de almacenamiento, de manera que el almacenamiento supondrá un 16% de la potencia renovable. Ante ello, la asociación solar UNEF ha pedido al gobierno que convoque subastas de potencia renovable con almacenamiento; y ha presentado una propuesta de hoja de ruta. UNEF propone, en concreto, que "cada megavatio de renovable incluya 160 kilovatios de almacenamiento". Lo ideal -dicen- es que este almacenamiento sea de cuatro horas, atendiendo a la necesidad de trasladar grandes volúmenes de energía de horas de elevada generación renovable a otras horas de menor generación.
En Estados Unidos, según un informe sobre el tercer trimestre de 2024 publicado por la Solar Energy Industries Association (SEIA) y Wood Mackenzie, tanto los propietarios de viviendas como los clientes corporativos demandan cada vez más sistemas solares combinados con baterías de almacenamiento. El informe señala que para el año 2028, el 28% de toda la nueva capacidad solar distribuida en EEUU se combinará con almacenamiento, frente a menos del 12% en 2023.
Ocho ventajas para tu bolsillo y para el planeta
El almacenamiento de energía tiene una serie de ventajas directamente económicas:
1 Las baterías permiten almacenar el exceso de energía generada durante el día para usarla cuando la producción solar es baja, como por la noche o en días nublados.
2 Ahorro en la factura eléctrica: al utilizar la energía almacenada en lugar de comprarla de la red, puedes reducir significativamente tus costes eléctricos.
3 Independencia energética: con baterías, puedes depender menos de la red eléctrica, lo que es especialmente útil en caso de cortes de energía.
4 Optimización del autoconsumo: las baterías maximizan el uso de la energía generada en el hogar, disminuyendo la necesidad de inyectar excedentes a la red.
5 Sostenibilidad: al almacenar y utilizar energía renovable, contribuyes a una menor dependencia de fuentes fósiles y ayudas a reducir la huella de carbono.
6 Incentivos y ayudas: en algunos lugares, hay subsidios o incentivos fiscales para la instalación de sistemas de almacenamiento, lo que puede hacer que la inversión sea más atractiva.
7 Flexibilidad: Las baterías pueden ser parte de un sistema más amplio de gestión energética, permitiendo un uso más eficiente y adaptado a las necesidades específicas del hogar.
8 Supone una ayuda más para reducir las emisiones de CO2. Contribuyen a reducir estas emisiones dado que su función normalmente es la de almacenar la energía producida mediante fuentes renovables (sol, eólica…) en períodos que pueden ser de baja demanda para su uso en picos de consumo.
Este artículo se publicó inicialmente en el nº 236 de Energías Renovables (noviembre de 2024).
