El almacenamiento: el talón de Aquiles de la energía verde

MadridEl pasado mayo se registró un hito histórico: la energía fotovoltaica lideró por primera vez la producción de electricidad en el conjunto del Estado, consolidando así su papel en el mix eléctrico (el conjunto de fuentes de energía que se utilizan para producir electricidad para los consumidores). Sin embargo, el récord obliga a mirar hacia uno de los elementos imprescindibles a la hora de acompañar el despliegue de las renovables: el almacenamiento de estas energías. "El rápido desarrollo de renovables eléctricas obliga a acelerar la instalación de sistemas de almacenamiento y gestión de la demanda", se asume en el último borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 (PNIEC), un documento que debe ver la luz definitiva este mes de junio.

La cuestión es si los ritmos de ambas cosas, despliegue de renovables y almacenamiento, van acompasados ​​o no. De momento, al segundo elemento aún le acompañan incertidumbres y retos que le sitúan como el talón de Aquiles de las energías verdes. Entre los frentes abiertos que pueden determinar si se alcanza o no con los objetivos fijados en torno al almacenamiento, desde el sector energético se destaca la necesidad de tener un marco retributivo claro que "incentive la inversión", así como la "flexibilidad y capacidad" a la hora de conectarse a la red eléctrica, coinciden diferentes fuentes consultadas.

Palmo a palmo. El almacenamiento de energías como la solar o la eólica es clave porque no son fuentes constantes, sino intermitentes; cuando es de noche o se detiene el viento no generan electricidad. Sin embargo, cuando producen al máximo, la demanda no siempre se corresponde. Desde hace tiempo, fruto del alud de nuevas instalaciones de renovables se han registrado constantes vertidos de energía eléctrica.

El propósito fundamental del almacenamiento es evitar estos vertidos, o gran parte, a través de diferentes sistemas, como las baterías o las centrales de bombeo. De este modo, la energía que se captura y retiene se puede utilizar en un futuro devolviéndola al sistema eléctrico cuando la demanda lo requiera. La clave de todo ello es la capacidad de ser "flexible" y aportar "seguridad", sobre todo cuando el PNIEC prevé que las renovables supongan un 81% del mix eléctrico en 2030.

El objetivo que se ha marcado España es alcanzar 22 GW de capacidad de almacenamiento en el año 2030. Sin embargo, hoy todavía está lejos. A modo de ejemplo, según los últimos datos de Red Eléctrica (el operador público del transporte de la luz en España), sólo existen 11 MW instalados de sistemas de baterías con capacidad de acceso a la red, y 5.379 MW en lo que respecta al bombeo. Sin embargo, es cierto que hay un importante grueso de solicitudes pendientes de resolverse. Además, a ambos sistemas se añaden otros como el hidrógeno verde, que debe desarrollarse.

Altos y bajos de precios

Una de las claves del almacenamiento es que guarda la energía, por ejemplo, la solar, cuando se produce mucha más de la que se consume y, por tanto, cuando el precio es muy bajo. En cambio, le vierte a un precio mucho más elevado (cuando hay demanda, pero no generación). De entrada, esto lleva a pensar en una mejora directa del rendimiento, sobre todo en un momento en el que el coste de tecnologías como las baterías está cayendo con cuentagotas. Además, suele compensar al inversor de la instalación renovable cuando se registran precios cero.

"El problema es que el sistema marginalista genera una incertidumbre brutal. Un día tienes mucha diferencia de precio [entre la energía que se retiene y la que se vuelve a verter], pero ¿quién te dice qué va a pasar mañana?", reflexiona el exresponsable de Transición Ecológica en el País Valenciano y experto en energía Pedro Fresco, que acaba de publicar el libro Energy fakes (Barlin Libros).

Esta falta de "certidumbre" la comparte María Pérez, responsable de almacenamiento en Naturgy: "El almacenamiento te permite dar seguridad y que las renovables tengan mayor penetración, pero el modelo de negocio tiene más riesgo de mercado que las renovables, de forma que si no tienes estabilidad de precios, es más difícil obtener financiación [para los proyectos]”.

Hoy en día los fondos europeos, a través de instrumentos como el PERTE, suponen un balón de oxígeno para muchos de los proyectos que se están desarrollando en España, mientras que la financiación privada es aún secundaria. Entre las soluciones que están sobre la mesa jugarán un papel clave los mecanismos de capacidad en Europa, que deben desarrollar los estados miembros (se trata de un mecanismo retributivo adicional que busca establecer ingresos más estables y predecibles), pero también las subastas, apunta Fresco.

Conexión a la red

Pero el sector también avisa de que nada será del todo posible si no se accede a puntos de conexión de la red eléctrica. De hecho, a ojos del experto valenciano este elemento puede hacer tambalear la ambición fijada en el PNIEC.

"Creo que la regulación debe ser más fina, porque el almacenamiento no actúa como un simple consumidor industrial [que funciona las 24 horas]", añade Fresco. Fuentes del sector energético también defienden que no puede verlas como simples generadores [de electricidad] porque "incrementan el uso de la red existente". Además, no funcionan las 24 horas del día, y cuando lo hacen no vierten toda la energía que han guardado.

Desarrollar estos escenarios es "fundamental" –apunta Fresco y coinciden fuentes del sector– si no se quiere "entorpecer" el desarrollo de las renovables, sobre todo teniendo en cuenta otros retos como la producción de las mismas tecnologías: mientras que más del 80% de las baterías se fabrican en China y se necesitan materiales críticos para hacerlas, el bombeo requiere años si debe construirse de cero.