El almacenamiento de energía mediante baterías de corta y larga duración se convierte en un pilar fundamental para complementar las energías renovables en España, aunque enfrenta desafíos regulatorios y financieros.
Almacenamiento de energía. Estrategias
Es la hora del almacenamiento energético en todo el mundo y, en particular, en España, por la necesidad de complementar a las energías renovables debido a su intermitencia, en la medida en que se incrementa la potencia instalada, básicamente solar y eólica. A ello contribuyen la reducción de los costes de capital de las baterías, la gratuidad de las fuentes de energía primaria y, principalmente, la elevada disponibilidad de recursos solares y eólicos en determinados territorios.
Así lo están entendiendo algunos países que se sitúan a la vanguardia de estas instalaciones, como China, Estados Unidos, Alemania, Reino Unido o Italia.
En 2024, la demanda mundial de baterías de iones de litio se situó en 1.545 GWh (+29 %), de los cuales 1.051 GWh correspondieron a vehículos eléctricos y 370 GWh a sistemas de almacenamiento estacionario (datos de la IEA).
Encontrar paralelismos con la situación actual de España resulta complejo. Quizá California y Texas, por su mix energético y demanda diaria y estacional, puedan proporcionar algunas enseñanzas. Sin embargo, existen diferencias importantes debido a la gran disponibilidad de interconexiones eléctricas externas en estos estados y a su reglamentación avanzada. No ocurre lo mismo en la península ibérica, que se complementa con Portugal, pero mantiene todavía una limitada capacidad de interconexión con Francia y, en menor medida, con Marruecos.
En España, el PNIEC 2030 establece unas previsiones de 22,5 GW de almacenamiento, desglosados en 12,5 GW de almacenamiento diario y semanal y 10 GW de almacenamiento estacional, a conseguir mediante baterías, plantas termoeléctricas o centrales hidroeléctricas de bombeo.
En la actualidad se cuenta con 3,3 GW de hidro-bombeo y otros 6 GW adicionales que previsiblemente no se materializarán antes de 2030. En cuanto a la cartera de proyectos de baterías, actualmente solo están en operación 0,3 GW, aunque los proyectos con permisos de acceso y puntos de conexión superarían las previsiones del PNIEC 2030. Algunos de ellos disponen incluso de ayudas gubernamentales.
Dado que los plazos de construcción son inferiores a dos años, no parece existir un obstáculo técnico para su puesta en marcha antes de esa fecha, siempre que se resuelvan a tiempo las consideraciones financieras, jurídicas y regulatorias que se comentan a continuación.
Estabilidad financiera y seguridad jurídica
Otro de los desafíos identificados por los inversores en España es el desarrollo pendiente de determinados marcos regulatorios para la retribución de los mercados de capacidad en el mercado eléctrico.
En el mercado diario ya se están produciendo saturaciones de oferta renovable en los horarios de mayor abundancia, lo que origina reducciones importantes en la retribución, precios negativos e incluso vertidos de energía. Sin embargo, esta no es la única fuente de ingresos, ya que las instalaciones pueden acudir también a los mercados de ajuste, complementando así sus expectativas de rentabilidad, para lo que resulta necesaria una normativa clara y estable.
Las baterías constituyen un complemento idóneo para las energías renovables, ya que permiten valorizar la energía almacenándola en momentos de abundancia y ofertándola posteriormente al mercado, compitiendo con tecnologías fósiles o con centrales hidroeléctricas de bombeo.
Por otro lado, mediante el nuevo procedimiento de operación P.O. 7.4, las baterías ya pueden participar en el control dinámico de tensión y frecuencia, incluso con tiempos de respuesta inferiores a los de las tecnologías síncronas. De este modo, pueden recibir ingresos adicionales dada su capacidad de reserva de potencia.
Como es previsible, el crecimiento de las instalaciones de baterías tenderá a encontrar límites de rentabilidad, ya que estas instalaciones competirán entre sí cuando desplacen por coste a las tecnologías fósiles e hidroeléctricas.
Entre las diferentes modalidades destacan las baterías aisladas (BESS) y las instalaciones hibridadas con plantas solares fotovoltaicas y/o eólicas. Todas ellas, al demandar energía a bajo precio y suministrarla en momentos de precios elevados, contribuirán progresivamente a aplanar la curva de demanda (“curva del pato”), aunque ello reducirá también el diferencial de precios.
Por esta razón, resulta importante prepararse mediante equipos de ingeniería capaces de realizar previsiones fiables para participar en los mercados de ajuste y obtener ingresos adicionales por otros conceptos. Como suele ocurrir en sectores emergentes, los primeros actores en participar dispondrán de mayores oportunidades de retorno.
En la situación actual no se han producido todavía los incrementos de demanda previstos en el PNIEC 2030 que permitirían corroborar plenamente este efecto.
Finalmente, otro elemento que altera el mercado es la autogeneración y el autoconsumo. En España ya existen instalaciones de menos de 100 kW que suman un total de 9,5 GW. No obstante, todavía no se dispone de manera masiva de baterías “detrás del contador”.
En países como Alemania, con una mayor implantación de instalaciones solares de autoconsumo y baterías asociadas, ya se registran precios negativos relevantes en las horas centrales del día, lo que ha impulsado incentivos para fomentar el consumo energético en esas horas, especialmente mediante baterías y recarga de vehículos eléctricos.
Otro elemento que previsiblemente dinamizará el mercado será la integración de las baterías de los vehículos eléctricos mediante sistemas V2G, permitiendo aportar energía almacenada a la red cuando los vehículos no estén en uso.
Costes de las baterías
El coste de las baterías ya no constituye el principal obstáculo para su desarrollo, como demuestra el crecimiento tanto del número de instalaciones como de su capacidad instalada.
Sin embargo, como puede observarse en el siguiente gráfico, el coste final no depende únicamente de las celdas. La integración en contenedores, junto con los equipos complementarios necesarios —inversores, sistemas de gestión de módulos (BMS), sistemas de gestión energética y de mercado, refrigeración, interconexiones en subestaciones y servicios de ingeniería, construcción, montaje y puesta en marcha— puede llegar a duplicar el coste inicial de las celdas.
Rentabilidad. LCOE, BESS Y LDES
Resulta necesario profundizar en los análisis clásicos y genéricos de rentabilidad publicados por organismos y consultoras especializadas (Lizard, Bloomberg, IEA o IRENA), con el fin de adaptar estos análisis a las particularidades de cada país y territorio.
Los datos del último informe de IRENA sobre renovables 24/7 indican que el coste nivelado a largo plazo (LCOE) para sistemas de larga duración (LDES 24/7) oscila entre 54 y 82 USD/MWh, por debajo de las centrales de gas, situadas entre 100 y 125 USD/MWh.
Las proyecciones de IRENA para 2030 contemplan reducciones adicionales de costes del 30 %, y del 40 % para 2035, lo que situaría estos costes por debajo de 50 USD/MWh.
Por tanto, además de la disponibilidad del recurso renovable, la estrategia de dimensionamiento de las instalaciones de baterías —ya sean aisladas o hibridadas con instalaciones solares y/o eólicas— deberá considerar tanto la potencia punta como la capacidad energética necesaria para almacenamiento de corta duración (2-4-8 horas, BESS) o de larga duración, incluso 24/7 (LDES).
Los territorios con mayores recursos solares y eólicos serán claramente los más favorables. Hasta hace poco predominaban las BESS de corta duración, adaptadas a picos de precios de unas 2-4 horas. Sin embargo, comienzan ya a implantarse sistemas LDES 24/7 a medida que disminuyen los costes de las baterías.
Para almacenamientos superiores a un día se plantean otras tecnologías, como las centrales hidroeléctricas de bombeo o las baterías de flujo. En estas últimas, el electrolito se almacena en tanques cuyo límite viene determinado fundamentalmente por el volumen disponible.
Refuerzo de las redes eléctricas
La introducción masiva de las diferentes modalidades de baterías en las redes de distribución contribuirá a reforzarlas y a reducir pérdidas por transporte y vertidos energéticos.
No obstante, la proliferación de millones de instalaciones de pequeño tamaño supondrá también un reto para la operación y gestión de las redes, dado que actualmente no resulta totalmente previsible la entrada y salida de estas instalaciones.
La normativa que permita la participación de nuevos agentes del mercado —como ya ocurre en otros países— facilitará la gestión de estos activos distribuidos de pequeños productores y consumidores.
Todo ello requerirá, además, nuevas inversiones en sistemas de control, automatización y digitalización de los equipos eléctricos de distribución y transporte.
Aunque China lidera actualmente la fabricación mundial de celdas, España dispone de fabricantes del resto de componentes y de profesionales de ingeniería capacitados para llevar a cabo el diseño, instalación y mantenimiento de estas infraestructuras.