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¿Tiene sentido el almacenamiento sin autoconsumo?

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Este reportaje comenzó a gestarse hace unos meses, a partir de un intercambio de correos con Juan Ochoa, suscriptor de la revista desde hace años y al que debemos algunas buenas propuestas de temas que hemos tratado en Energías Renovables. En esta ocasión nos pedía indagar sobre la siguiente cuestión: "¿Tendría sentido comprar unas baterías para cargarlas con energía de la red durante la noche, utilizando la tarifa eléctrica más barata, y emplear esa energía durante el día en vez de la que te llega desde la red?" .
¿Tiene sentido el almacenamiento sin autoconsumo?

Una pregunta que, en realidad, genera muchas otras y a las que hemos pedido respuestas a tres expertos: Carlos Montoya, jefe del Departamento Solar del IDAE, Marcos Lafoz, responsable de la Unidad de Sistemas Eléctricos de Potencia del CIEMAT, y AleaSoft, empresa especializada en previsiones de energía.



Todos ellos lo tienen clarísimo: actualmente, no tiene sentido económico comprar unas baterías para este propósito. "Aunque los precios que pagamos por la energía que consumimos dependen de la tarifa que tengamos contratada y varían de unas horas a otras, la diferencia entre las horas más baratas y las más caras no es lo suficientemente amplia como para compensar el desembolso que supondría  adquirir unas baterías", explica Carlos Montoya.  Marcos Lafoz incide en la misma idea: "El coste actual de las baterías que se están instalando para sistemas estacionarios está en el entorno de 5-6 c€/kWh. Teniendo en cuenta que la diferencia entre las tarifas más cara (P1 o P2) y más barata (P6), correspondientes al día y noche respectivamente, puede estar cerca de los 4 c€/kWh, comprar baterías simplemente para esta aplicación no resulta económicamente viable".  El equipo de Aleasoft remata la respuesta. asegurando que mucho mejor es invertir en consumo eficiente o en autoconsumo.



De acuerdo, la idea no parece razonable, pero el "gusanillo" de la duda aún persiste, así que la siguiente cuestión que planteamos a nuestros asesores es cuánto tiempo se tardaría en amortizar, hoy por hoy, unas baterías para este propósito. Lanzada la pregunta, el jefe del Departamento Solar del IDAE nos dice que para valorar el sentido económico de instalar unas baterías con el fin planteado y estimar el periodo de amortización es necesario analizar estos tres conceptos: 1) la diferencia de precio que pagamos por cada kWh que consumimos, entre el momento más caro y el más barato del día; 2) la energía consumida; y 3) el coste de las baterías. Esa diferencia de precio entre el momento más caro y el más barato viene determinada por la tarifa que tengamos contratada. "Por ejemplo, en 2019 un consumidor doméstico con tarifa 2.0A (sin discriminación horaria) habría visto una diferencia media anual de precio diario de aproximadamente 0,018 €/kWh, mientras que un consumidor doméstico con una tarifa 2.0DHA (con discriminación horaria en 2 periodos) habría visto una diferencia media anual de precio diario de 0,083 €/kWh", indica Montoya.  



El siguiente aspecto a valorar es la energía consumida.  Un consumo que, de acuerdo con Montoya, se sitúa en 3.272 kWh al año  en el caso de un consumidor doméstico tipo. "Si consideramos la hipótesis extrema de que podemos comprar toda la energía que consumimos en el momento más barato, acumularla, y consumirla de baterías en el momento más caro, vemos que podríamos ahorrar hasta 58 € al año si tuviéramos una tarifa 2.0A, y 270 € si tuviéramos una tarifa 2.0 DHA, ambos valores con los precios de 2019". Un ahorro, sobre todo en el segundo caso, que no está mal. Sin embargo, el tercer elemento de la ecuación –el coste de las baterías– lo echa por tierra. "Teniendo en cuenta que de media al día tenemos un consumo de aproximadamente 9 kWh, y que el coste de una batería de esta capacidad podría estimarse en 500 €/kWh (precio sin contrastar, solo para ejemplo de cálculo), tendríamos un coste de la batería de aproximadamente 4.500 €", explica Montoya.  Así las cosas, "la amortización simple con estas hipótesis sería de, como mínimo, 17 años para el caso de tarifa 2.0 DHA, y muy superior para tarifa 2.0 A".



Tan rotundos como Montoya son los expertos de AleaSoft: "Con los precios actuales de las baterías domésticas y los volúmenes de consumo típicos de un hogar, la amortización se alargaría seguramente más que la vida útil de la propia batería. Además, hay que tener en cuenta que no solo hay que invertir en las baterías, también hay que invertir en la instalación que hay que realizar, en el espacio que ocupan y las medidas de seguridad. Si a ello añadimos que la diferencia de precios entre la noche y el día puede ser poca, la inversión no sería rentable nunca".



Marcos Lafoz añade otro aspecto a tener en cuenta: la duración de la propia batería, que a fecha de hoy se sitúa entre los 9 y los 10 años. "Si la batería va combinada con un sistema solar fotovoltaico, el número de años en que se amortiza la inversión es de entre 4 y 5 años. Si no consideramos el sistema fotovoltaico, el periodo de amortización se amplía fácilmente a nueve años puesto que el ingreso de beneficios es bastante menor y el sistema no resulta viable".



¿Y si las baterías bajan mucho de precio?
Nos queda claro que hoy en día no tendría sentido económico comprar baterías para acumular energía en los momentos más baratos del día y consumirla de las baterías en los momentos más caros. La diferencia de precio en las diferentes horas del día no compensa el desembolso necesario para amortizar la inversión en las baterías. También nos ha quedado claro que otro caso sería la instalación de baterías asociadas a una instalación fotovoltaica de autoconsumo. O, como añade Carlos Montoya, a una gran instalación eólica o fotovoltaica conectada a red. En ese caso sí podría tenerlo.

¿Y más adelante? ¿Seguiría siendo mal negocio nuestra propuesta si el almacenamiento baja mucho de precio? "Con un precio inicial menor, el tiempo de amortización se reduce", señalan desde Aleasoft.  "Aún así, ese futuro no parece demasiado cercano", añaden. "Ya hemos visto que la rentabilidad de esta aplicación que estamos comentando se basaría en que la diferencia de precios entre la hora más cara y la hora más barata sea muy amplia, para que mereciera la pena almacenar en la hora barata y no comprar en la cara –subraya el directivo del IDAE– Sobre esta cuestión hay indicios para pensar que, con la creciente penetración fotovoltaica en el sistema eléctrico, los precios de energía en las horas centrales del día irán a la baja, por lo que las diferencias de precios que vemos ahora no serán posiblemente las que veamos en el futuro", puntualiza.



Marcos Lafoz cree, por su parte, que la mayor reducción de precios en las baterías se ha producido en los últimos años y ve poco probable una bajada tan grande en un futuro cercano. Explica que donde más se está notando esta bajada de precio es en las baterías para los vehículos eléctricos (representan del orden del 70% del total), que suelen usar una tecnología de litio con níquel, manganeso y cobalto (NMC), mientras que la tecnología de baterías más utilizada para las aplicaciones estacionarias suele ser la litio fosfato de hierro (LiFeP). En estas últimas la reducción de precio no está siendo tan importante.

Objetivo: ser lo más eficientes

Aun así, se nos ocurre otra posibilidad: si ya compras la electricidad a una comercializadora verde, ¿no sería ir un paso más allá en eficiencia energética optar por el almacenamiento con la fórmula inicial propuesta? "Si hablamos de la eficiencia energética en un sentido amplio, efectivamente el almacenamiento contribuye a la mejora de la eficiencia del sistema eléctrico. Con la entrada del almacenamiento podremos aplanar las curvas de demanda, evitando los picos que se producen en determinados momentos del día. Esto nos llevará a un uso más eficiente de los recursos del sistema", responde Carlos Montoya.  "De la misma forma, el almacenamiento nos permitirá que en determinadas horas del día podamos evitar los vertidos que se producirían en escenarios de alta penetración de tecnología solar fotovoltaica o eólica, de manera que la contribución de la producción solar o eólica podría desplazarse hacia otras horas del día", continua. "Estos efectos positivos del almacenamiento son a medio y largo plazo, en realidad son el futuro para el que estamos trabajando".



También en Aleasoft creen que la eficiencia energética y la flexibilización de la demanda van a ser algunos de los aspectos más importantes en la transición energética. "A nivel doméstico, ésta se llevará a cabo a través del cambio de hábitos para trasladar parte de los consumos a horas valle o de precio más bajo, y a través del autoconsumo y el almacenamiento", argumentan, si bien su opinión es que el almacenamiento siempre es un complemento del autoconsumo. "El almacenamiento directo de la red, a nivel doméstico, no parece que sea una opción viable a medio plazo. Hay que tener en cuenta que la eficiencia de una batería está entre el 80% y 90%. Es decir, usando baterías perdemos una parte de la energía que obtenemos de la red. No obstante, a largo plazo todo es posible".

Otra cuestión es lo que se está haciendo a escala mayor. El director del Departamento Solar del IDAE explica que existen iniciativas industriales y de start-up” muy interesantes para instalación de almacenamiento en relación con la estabilidad del sistema y los servicios de ajuste, con agregación y gestión de la demanda, con comunidades de energía, o con autoconsumo colectivo. "Pero no conozco ningún caso en operación de instalación de baterías para acumular en horas baratas y consumir de baterías en horas caras", insiste.

Marcos Lafoz afirma que "sólo en usuarios con una punta de potencia contratada realmente alta (kW) y poco consumo en términos de energía (kWh) podría resultar interesante" la solución de almacenamiento de energía con baterías planteada en este artículo. Por ejemplo, en puntos de consumo al final de una línea de distribución eléctrica, donde la compañía limita normalmente la potencia máxima suministrada. Y ofrece un ejemplo de ello, si bien va asociado a una instalación fotovoltacia: una granja de ordeño en Galicia, situada al final de una línea de distribución donde la compañía eléctrica no tiene posibilidad de dar el suministro de la potencia máxima demandada. En este caso concreto, un sistema de almacenamiento de energía, en combinación con un sistema de generación fotovoltaica en el techo de la vaquería, gestiona la energía consumida y consigue puntas mucho más altas de consumo que permiten desarrollar la actividad. Al mismo tiempo, permite beneficiarse de los excedentes de renovable y de la gestión de la energía durante los distintos periodos tarifarios.




El futuro está por escribir

¿Veremos en el futuro opciones relacionadas con el almacenamiento que ahora nos parecen impensables?



"A lo que nos enfrentamos ahora es a un cambio de paradigma", responden desde AleaSoft, y recuerdan que ante nosotros está el reto de descarbonizar toda la economía europea en apenas 30 años. "Eso significa que muchos de los consumos que actualmente son de gas o de derivados del petróleo se van a trasladar a la electricidad. Eso representa un aumento de la demanda de electricidad a niveles que ahora mismo son difíciles de concebir. Y este aumento de la demanda no solamente será un reto para la capacidad de producción, también será la respuesta necesaria al aumento de capacidad renovable previsto". En AleaSoft no tienen la menor duda de que, frente a este gran reto, "surgirán nuevas opciones, propuestas, modelos de negocio, alternativas y tecnologías que nos sorprenderán seguro". 



El experto del CIEMAT cree igualmente que el almacenamiento de energía nos va a traer "tecnologías con mayores densidades de energía, capacidad de ciclado y seguridad". Pero eso es futuro. Ciñéndonos a momentos más cercanos, Marcos Lafoz piensa que lo que veremos muy pronto son acciones derivadas de la operación de los sistemas eléctricos y la regulación. Por ejemplo, las denominadas plantas virtuales de potencia. "En estas plantas se dispone de una serie de recursos que pueden ser de generación, de almacenamiento de energía o una combinación de ambos, pero no necesariamente asociados a una planta localizada en un punto concreto –explica–. Podemos tener, por ejemplo, una central de generación eólica en Burgos, un almacenamiento de energía con baterías en Zaragoza y una central hidroeléctrica en Asturias. Sin embargo, actúan como una única entidad legal y operativa de cara al mercado eléctrico. Este ejemplo sencillo puede cobrar una dimensión mucho mayor, puesto que permite que los usuarios o conjunto de ellos que tengan posibilidades de aportar almacenamiento o generación a la red pasen a ser entes activos dentro de la operación del sistema eléctrico".



Carlos Montoya piensa, igualmente, que el almacenamiento tiene un inmenso potencial de desarrollo con nuevos materiales, tecnologías y aplicaciones, que ahora mismo no alcanzamos a imaginar. "Hoy pensamos sobre todo en baterías, pero hay otras muchas formas de almacenamiento, unas conocidas y otras por desarrollar. Estoy seguro de que veremos formas novedosas, relacionadas tanto con el avance tecnológico como con la evolución normativa". Y ofrece ejemplos que están al caer, uno de ellos el del agregador independiente.  Montoya indica que que ya se está trabajando en crear esa figura, consistente en "una empresa que pueda gestionar la batería que tengamos en casa (o incluso nuestra instalación de generación para autoconsumo, o la recarga de nuestro vehículo eléctrico, en función de qué tengamos en casa) de forma inteligente y coordinada con los sistemas de otros particulares o empresas, para ayudar a equilibrar el sistema eléctrico. Eso permite que incluso un pequeño consumidor pueda participar de forma activa en el sistema energético y suponerle una nueva fuente de ingresos".

Conclusión: a medida que se avanza en la transición energética surgen oportunidades y soluciones, que vienen a resolver cuestiones que la nueva forma de entender el sistema eléctrico está planteando. Y, como concluye el director del Departamento Solar del IDAE, "en España es clave que nos anticipemos al reto del almacenamiento, porque en el escenario de descarbonización al que nos dirigimos es un mercado que necesariamente tiene que desarrollarse".

Este reportaje se puede leer también en el número de mayo de Energías Renovables (ER190).

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Miguel
Rentabilizar la instalación de baterías en base a reducción de potencia tiene sus riesgos, pues se sustenta en la reducción del pago de peajes, así que un cambio en los pesos de los peajes y se va al traste el ahorro. También tienen que tener en cuenta que hasta 2028 (fecha en que se acaba de amortizar la deuda del sistema eléctrico) se irán reduciendo los intereses y amortización la deuda (3.000 millones anuales). También irán finalizando algunas primas a las renovables como las del sector eólico (1.700 millones al año). También la cuota por solidaridad con los sistemas insulares puede bajar o incluso desaparecer de la factura (1.000 millones anuales), así que los peajes deberían bajar a futuro, a la espera de si el actual gobierno los amplia por otro lado con nuevas inversiones. Por el lado de obtener ahorros al tener precios más baratos por la noche para usar por el día, poco recorrido le queda. Con la potencia solar actual, la curva de precios ya casi se ha aplanado y en los próximos años con la nueva instalación solar esperada, eso desaparecerá.
Ernesto Macías
Simplemente comentar que con los precios actuales las baterías aportan un nivel de autoconsumo en las instalaciones residenciales que es imposible te obtener si ellas. Yo la tengo instalada desde hace tres años y mis números y mi satisfacción, con casi un 80% de independencia eléctrica, los comparten muchos clientes y amigos. Eso sí, cargando de día, que es cuando normalmente se tienen excedentes en una instalación bien dimensionada.
Juan José Ortega
Comparto y afirmó, al igual que César. No se ha tenido encuenta la reducción del término de potencia que representa entre el 60% y el 40% de la factura media, más que centrarse en la generación y en el sobredimensionamiento para cubrir los picos de potencia demandada, es necesario atender la regulación y control. Dado que con baterías más inversor de 5kw puedes reducir el término de potencia a 1kw, aprox 50€ anuales, contra los 250€ de tener los 5kw actuales, solo tendrías que dimensionar las baterías para las 10h de precio \"caro\" o punta. Yo lo tengo en casa. Puedo mandar factura y gráficas.
Manuel
Menciona 9 kWh de baterías a adquirir. Debería ser algo menos pues durante las horas valle, además de acumular se gastaría directamente de la red, luego se necesitan los kWh de bateria que se vayan a gastar en horas pico. Ademas, quizá no sea necesario una batería estacionaria o sería aún más pequeña si la a ayudamos con la gran batería que ya tiene todo vehículo eléctrico y empleamos la tecnología V2H (por supuesto quien disponga de VE y plaza)
Manuel
Menciona 9 kWh de baterías a adquirir. Debería ser algo menos pues durante las horas valle, además de acumular se gastaría directamente de la red, luego se necesitan los kWh de bateria que se vayan a gastar en horas pico. Ademas, quizá no sea necesario una batería estacionaria o sería aún más pequeña si la a ayudamos con la gran batería que ya tiene todo vehículo eléctrico y empleamos la tecnología V2H (por supuesto quien disponga de VE y plaza)
César
Con todos mis respetos, hay un detalle importantisimo que nadie tuvo en cuenta. La reducción de potencia contratada. Yo les puedo demostrar que resulta muy rentable. Gracias y un saludo, perdón lo mio no es teoría he realizado una instalación.