En los últimos años, e incentivado por los acontecimientos de la guerra de Ucrania, la inflación y las políticas relacionadas con el cambio climático, se ha acelerado el debate sobre la descarbonización de todos los sectores, siendo uno de los principales el sector energético, en el que se pretende alcanzar la neutralidad climática en 2050, con un sistema eléctrico 100% renovable
En los últimos años, e incentivado por los acontecimientos de la guerra de Ucrania, la inflación y las políticas relacionadas con el cambio climático, se ha acelerado el debate sobre la descarbonización de todos los sectores, siendo uno de los principales el sector energético, en el que se pretende alcanzar la neutralidad climática en 2050, con un sistema eléctrico 100% renovable. Lo anterior, unido al objetivo de instalar 6 GW de almacenamiento en 2030 de acuerdo con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC 2021-2030), hace destacar la importancia de las tecnologías de almacenamiento, que incidirán de manera decisiva sobre los niveles máximos de penetración de energía renovables admisibles en el sistema eléctrico. Este artículo pretende dar unas pinceladas sobre la normativa relacionada con el almacenamiento y su evolución temporal hasta la fecha.
Se observa un esfuerzo legislativo incipiente sobre la década del 2010, como el RD413/2014 de 6 de junio que introduce la hibridación con almacenamiento y renovables, pero todavía con muchas lagunas que serán aclaradas progresivamente. También en esa época se producen cambios en profundidad en muchos códigos de red en países con un gran aumento de generación renovables, haciéndose a la vez un esfuerzo por unificar y estandarizar los criterios exigibles a las plantas de generación; trabajo que finalmente dio su fruto gracias a la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E), generando el reglamento de la comisión UE 2016/631 el 14 abril de 2016, que establece el código de red para la conexión de generadores de aplicación en los países miembros, entre ellos España, haciéndose practico través de una adaptación, conforme a lo establecido en el citado reglamento, y propuesto por REE mediante la orden TED/749/2020 del 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red de unidades de generación.
Este reglamento para las unidades de generación inició la modificación de los métodos de verificación (PVVC) que se crearon para el PO12.3 y que desembocaron en la norma técnica de supervisión (NTS) en julio de 2019. El PO12.3 exige requerimientos de comportamiento de los generadores frente a faltas en la red, básicamente se podría decir que ese procedimiento mató a la tecnología del generador eólico asíncrono conectado directamente a la red, pudiendo ver el lector el impacto que la normativa tiene en la evolución y desarrollo de las tecnologías. La NTS establece los métodos de evaluación y certificación de este reglamento de conexión a red, siendo este proceso de evaluación un requisito para obtener el certificado de Notificación Operacional Definitiva, según RD 647/2020, y poder conectar la planta a la red.
Si bien, como se ha mencionado, el pistoletazo de partida se dio en la década del 2010, el boom legislativo en lo referente a almacenamiento se dio básicamente a partir del 2020, como se muestra a continuación con los reales decretos más relevantes. En redes con predominio de renovables el concepto de la gestionabilidad no se puede olvidar, haciéndose necesario habilitar la posibilidad de instalar almacenamiento e hibridar plantas para mejorarlo. Así pues, con el RD1183/2020 de 26 diciembre se abre la puerta a la hibridación de una forma más clara, tanto para plantas existentes con derecho al régimen retributivo específico (con un máximo de potencia instalada en hibridación del 40%), tanto como para instalaciones de generación nuevas, incluyendo en ambos casos el uso de almacenamiento. Esta forma de hibridar plantas, incluyendo almacenamiento se está viendo recompensada en las subastas de potencia en los nudos, dando más puntos para el concurso a las instalaciones más gestionables y tecnológicamente más fáciles de encajar en la red eléctrica, como se puede observar en el RD1182/2021.
También se hacía necesario clarificar el uso del almacenamiento en instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables, obteniendo el RD1161/2020 el 4 diciembre, en el que se especifica que la instalación susceptible de percibir el régimen económico de energías renovables mediante subastas deberá cumplir que el sistema de almacenamiento sea empleado para el almacenamiento exclusivo de la energía producida por la instalación (la interpretación obvia es que no se puede cargar el sistema de almacenamiento con energía de la red); y muy importantemente, también se define en este RD que para que la planta sea clasificada como gestionable la instalación tiene que almacenar una energía igual o superior a la resultante de multiplicar la potencia de la instalación por 2 horas, obteniendo así con esta clasificación un coeficiente más alto de “factor de ajuste de precio de mercado” que las plantas no gestionables.
Y finalmente, cabe destacar la clarificación establecida en el RD6/2022 29 de marzo, donde se regula el procedimiento para la autorización de las instalaciones de almacenamiento de electricidad, ya sea en modo “stand alone” o hibridadas, definiéndose que serán tratadas como instalaciones de generación de electricidad a todos los efectos.
Por último, y sin entrar en profundidad sobre los mercados eléctricos, destacar el RD960/2020, del 3 de noviembre por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, permitiendo que en el caso de subastas para tecnologías gestionables o con almacenamiento se puedan convocar subastas con una fórmula que contemple una exposición adicional al precio de mercado que incentive el desplazamiento de la generación hacia las horas de mayor escasez de generación. Este punto es importante debido a que, a fecha de hoy, el arbitraje y la provisión de servicios de ajuste y balance son los servicios principales ofrecidos por los sistemas de almacenamiento. Así pues, y sin entrar en la reducción esperada del CAPEX para estas instalaciones, una reforma del mercado eléctrico para ofrecer otros servicios remunerados es necesaria, ej. como acceder a servicios de capacidad y congestión de nudos (UE 2019/943 de 5 de junio) ayudaría a resolver la creciente casuística de reducción de generación de energía renovables por restricciones técnicas o congestiones locales. Esto incentivará y posibilitará de una manera decisiva la implementación de sistemas de almacenamiento en el sistema eléctrico español, pudiendo llegar a los objetivos de descarbonización propuestos.