Madrid
El bum de las renovables ayuda a descarbonizar la economía, ha rebajado sensiblemente los precios energéticos y ha ayudado a muchas empresas a desarrollarse. No obstante, también ha supuesto un auténtico reto para sí mismo por la llegada de los precios cero, que pone en tela de juicio la rentabilidad de los proyectos. Para solucionar este reto, el sector ha puesto el foco en una tecnología cuya implantación augura una estabilización de precios. Este martes, elEconomista.es celebróAlmacenamiento "La llave para la transición energética" en el que las voces más relevantes del sector articularon el futuro de este prometedor ingenio.
Las baterías son sistemas de almacenamiento de energía con la capacidad de cargar en momentos en que los precios energéticos están más bajos para descargar en la red cuando hay menor generación y mayor demanda.
Daniel Fernández, director de Estrategia, Asuntos Públicos y Regulación de ENGIE España, explicó que esta tecnología está llamada a tener un rol "fundamental" en la transición energética. "Cualquier compañía que quiera aportar debe posicionarse en eólica, en solar, en hidráulica... y en baterías", expuso.
Los sistemas más prometedores se basan en las baterías, que ofrecen almacenamiento en cantidades moderadas y se instalan junto a los parques renovables; y en sistemas de bombeo en centrales hidráulicas que permiten un almacenamiento a largo plazo y en grandes cantidades.
En este sentido, Enrique Sola, director de Generación Hidroeléctrica de Iberdrola, destacó que la apuesta de la eléctrica se centra, sobre todo, en el bombeo. No obstante, advirtió de que el problema que han identificado desde el sector es que el desarrollo se encuentra en el mismo punto que hace cinco o seis años por la falta de regulación y de desarrollo. "Eso es lo que tenemos que desbloquear", comentó.
Los ponentes concluyeron que ese es uno de los grandes retos de los próximos años. Josué Muñoz, Sales manager Europe Sistemas BESS de Hitachi Energy, afirmó que esto genera divergencias entre la rentabilidad de los proyectos en países europeos. "Tenemos proyectos en Italia o Suecia donde el mercado está regulado, donde hay mecanismo regulatorios y donde las baterías son muy rentables".
Esto contrasta con el caso de España, donde esa carencia supone en muchos casos un lastre, pese al gran despliegue de energías 'verdes' en el país. Carlos Rivas, director de I+D+i de Elinsa-Grupo Amper, explica que, además, los desarrollos se dilatan mucho en el tiempo, lo que en un entorno inflacionista añade incertidumbre a proyectos que se despliegan a tres o cuatro años vista. "Nosotros invertimos en mercados que dan garantías y España, tristemente, no es uno de esos mercados. A nosotros nos encantaría, pero no hay un entorno que mire por ahí. Nuestros recursos son limitados y atendemos a mercados que tienen ese garantismo legal", concluyó.
Con la actual legislación, Rodrigo Álvarez, director de Desarrollo de Negocio de Statkraft, explicó que las baterías son tratadas como un sistema de generación más. La forma de percibir retribución, como los arbitrajes, los mercados secundarios, que son sistemas volátiles; o la inexistencia de un mercado de capacidad añaden incertidumbre a los ingresos. "[El objetivo debe ser] encontrar certidumbre", dijo.
Todo ello para que los proyectos avancen. Arturo Buenaventura, director de Hidráulica y Medio Ambiente de Magtel, advirtió de la necesidad de avanzar en la tramitación de todos los proyectos de almacenamiento. "Vamos tarde", explicó. "[Los proyectos renovables] que ya están en marcha y se van a conectar van a necesitar ese almacenamiento cuanto antes", aseguró.
"Hay que articular algún tipo de vía rápida para sacar adelante los planes de almacenamiento"
El director de Generación Hidroeléctrica de Iberdrola, Enrique Sola, ahondó en la necesidad de aligerar la planificación y la tramitación de los proyectos: "No son plazos compatibles con las necesidades del sistema y eso es algo que tiene que cambiar.
Hay que dar algún tipo de 'fast-track' —vía rápida— al almacenamiento o alguna fórmula para ofrecer un tratamiento especial si queremos que vaya para adelante".
Desde Iberdrola calculan que existen 46 proyectos de bombeo hidráulico iniciados que suman una capacidad de 28.000 MW en España, frente a los 12.000 MW que marca como objetivo el borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
En este sentido, Sola asegura que las únicas soluciones de almacenamiento son las baterías y la hidroeléctrica a través del bombeo, "y lo cierto es que la única capaz de almacenar a gran escala y en periodos de larga duración es la hidroeléctrica y en España tenemos la suerte de poderla desarrollar".
El directivo de la eléctrica calculó que un bombeo medio ofrece 1.000 megavatios (MW) de capacidad; 20 gigavatios/hora (GW/hora) de potencia y autonomías de 20 horas.
"Debemos pensar qué sistema eléctrico queremos en el futuro, hacer cálculos de costes y decidir si el bombeo tiene que entrar. Lo que se va a ver en esos números es que cuanto más almacenamiento, más entrada de MW de renovables habrá, y por lo tanto menores costes para el sistema y para los clientes", explicó. Una vez estos cálculos estén claros, hay que ver qué puede hacer el sistema para incentivar el almacenamiento.
"Estamos tratando de llevar a cabo la cuarta revolución industrial con leyes de hace 30 años"
"¿Qué señales damos a la demanda cuando la planificación de la red evoluciona a velocidad de tortuga y el sector va al galope?", se preguntó Daniel Fernández, director de Estrategia, Asunto Públicos y Regulación de Engie España. Fernández explicó que en el país rige una regulación de los años 1990, con la que se está tratando de dar respuesta a la "cuarta revolución industrial" que supone la transición energética.
Dinamizar la entrada en la red eléctrica de España es un punto clave, pero también lo es la definición de qué es y cómo debe ser considerada una batería: "La regulación evalúa el acceso a red de la batería como un generador más, cuando realmente soluciona [los problemas de generación] porque carga en las horas congestionadas para inyectarlo en las puntas de demanda", explicó.
Restricciones regulatorias "tan obvias" están encima de la mesa desde hace años y, aunque el reto político parece resuelto, a la hora de aterrizarlo la cosa parece complicarse. "Por ejemplo, tenemos instalados 30.000 MW eólicos y 25.000 MW fotovoltaicos. ¿Por qué no dejamos hasta un porcentaje determinado hibridar y aprovechar infraestructuras de acceso y conexión desde la lógica en la que la batería ayuda a aplanar precios?", cuestionó el experto de Engie España.
"Llama mucho la atención que no se correlaciona la ambición que tenemos con las herramientas de las que nos dotamos", prosiguió. "El momento político es complejo, pero tenemos campos de pruebas –sandboxs–. Hay una máxima coreana que dice que si tienes más del 50% de la idea avanza con ella. Aquí tenemos más del 50%, pero no dinamizamos la penetración de los sistemas".
"El IDAE y el Ministerio deben coordinarse para poner a funcionar las buenas ideas"
La financiación de los proyectos es una dificultad añadida en los planes de despliegues del almacenamiento. El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) ha venido sacando una serie de ayudas en las que ha habido "mucho apetito" por parte de los desarrolladores, destacó Rodrigo Álvarez, director de Desarrollo de Negocio de Statkraft. Sin embargo, Álvarez afirmó que esos proyectos deben estar en marcha a mediados de 2026 y la regulación dificulta cumplir esos plazos.
"Está costando mucho sacar adelante la tramitación del almacenamiento. En particular el bombeo, que cuesta mucho más y no se están poniendo medios. Nosotros pedimos que haya coordinación entre el IDAE y el Ministerio para que las buenas ideas se puedan poner en funcionamiento, porque nosotros lo necesitamos y ellos también", concluyó el director de la firma propiedad de estado de Noruega.
"Observamos una tendencia a la baja en los precios de las baterias en los últimos trimestres"
La producción de baterías, como casi todos los productos que usan materias primas clave como el litio, han venido sufriendo encarecimientos en los últimos tiempos por las tensiones en la cadena de suministro o la invasión a Ucrania. Sin embargo, Carlos Rivas, director de I+D+i de Elinsa-Grupo Amper, afirma que la tendencia observada por el sector en los últimos meses es de relajación de esas tensiones, lo que tendrá un efecto a la baja en los precios de las baterías.
Rivas explicó que para Amper el almacenamiento tiene un carácter estratégico en sus planes de crecimiento e internacionalización y aseguró que las oportunidades de este ingenio se van abriendo por la entrada de nuevos competidores y comercializadoras de estas tecnologías, que también ayudan a que el precio vaya a la baja.
También resaltó el papel de nuevas tecnologías diferentes al litio, las cuales aún son "promesas", pero que guardan gran potencial.
"Falta un cambio regulatorio profundo. Pero eso puede hacernos perder la necesidad de correr"
Las diferentes administraciones y las empresas del sector están alineadas en sus objetivos para liberar el potencial del almacenamiento. "Es necesario un cambio regulatorio profundo", afirmó Arturo Buenaventura, director de Hidráulica y Medio Ambiente de Magtel. No obstante, cabe la posibilidad de que ese proceso reste al país la necesidad de "correr", comentó.
Buenaventura cree que desde la administración hay voluntad, pero también dificultad de cómo regular este asunto, algo que se puede observar en la propia tramitación de los proyectos, "que se llenan de obstáculos": "Por ejemplo, un bombeo reversible requiere una concesión de dominio público hidráulico, que a su vez necesita de una competencia de proyectos. El bombeo necesitará un punto de acceso y conexión que necesita un concurso de capacidad, al que habrá que sumarle uno de demanda. En definitiva, la sensación es de estar en un bucle sin salida y del que es muy difícil conseguir sacar algo".
"Tenemos el reto tecnológico de hacer un sistema flexible con mercados no definidos"
Josué Muñoz, sales manager Europe Sistemas BESS de Hitachi Energy, aseguró que para sus proyectos de baterías se pide "flexibilidad", algo que supone un reto tecnológico, ya que articular un sistema flexible para adaptarse a un mercado sin regulación complica el desarrollo de las propias baterías.
"No digo que no lo hagamos. Pero es un reto", indicó. "[Es difícil] hacer un sistema sumamente flexible con mercados no definidos, sin un mercado de capacidad, el cual está esperando todo el mundo", continuó Muñoz.
El manager de Hitachi Energy explicó que las ayudas para proyectos de hibridación son "interesantes" y pueden ser la diferencia entre embarcarse en un proyecto o no. "Pero para los proyectos de baterías stand alone —independientes—hay que ser valientes", ya que son proyectos que no tienen definido cómo vender esa energía, aclaró.
