"Los proyectos de almacenamiento energético tienen mucho riesgo, dificultades de financiación y poca rentabilidad"

Asealen es una asociación española que se fundó hace ya cinco años y que hoy representa a más de 50 empresas con interés en la actividad de almacenamiento de energía, tanto para usos eléctricos, con baterías, bombeos y almacenamiento térmico, como para usos térmicos almacenando electricidad en forma de calor para producción de vapor, agua caliente, climatización... Su director, el ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Raúl García Posada (Valladolid, 1981), afirma que tienen socios "que promueven proyectos, ingenierías que los diseñan, constructoras que los construyen, consultores especialistas en mercado eléctrico y modelos de negocio, en medio ambiente, en financiación y asesoramiento en operaciones de compra/venta, en diseño eléctrico y sistemas de potencia, en gestión de activos, distribuidores de equipos, material eléctrico y servicio postventa y, por supuesto, tecnólogos y fabricantes de baterías, sistemas de almacenamiento térmico y bombeo".

¿Es rentable almacenar energía en baterías para venderla o consumirla cuando es más cara o cuando no funcionan las fotovoltaicas?

Este arbitraje puede hacerse en los mercados mayoristas, esos que bajan a precios negativos y a veces suben a más de 200 €/MWh, pero también puede hacerse en nuestras casas e industrial aprovechando la energía fotovoltaica del tejado que producimos de día para usarla por la noche y a primera hora de la mañana, donde el precio es más caro porque hay que pagar unos peajes y cargos de la red más caros. Es decir, no solo se utiliza más energía renovable, si no que además también se optimiza el uso de la red y se necesita tener menos potencia contratada. Este último uso hoy es rentable y ya hay más de 700 MWh instalados. En cambio, los sistemas de baterías conectadas directamente a red de forma independiente (stand alone) o mediante hibridación con otra instalación de generación necesitan conseguir una combinación de ingresos que viene de prestar múltiples servicios adicionales a este arbitraje, que además son esenciales para la estabilidad del sistema eléctrico. Y alguno de estos servicios, aún no están completamente desarrollados o habilitados para el almacenamiento, lo que resulta en una inversión con mucho riesgo asociado, dificultad de financiación y rentabilidad muy ajustada. En este sentido, hay otros países como -Reino Unido, Alemania, Holanda, Australia, las redes de California y Texas en USA… que tienen una rentabilidad más atractiva, por las propias necesidades de estabilidad y flexibilidad que tenían sus redes, que tienen ya muchos baterías instaladas.

El decreto llamado antiapagones ha sido aplazado por falta de respaldo político en el Congreso de los Diputados. ¿Qué consecuencias tendrá esto para el desarrollo de proyectos?

El decreto antiapagones recogía un conjunto muy importante de medidas que venían a aclarar y ordenar varios procedimientos administrativos. Al haber sido aplazado, lo que ocurre es que todo sigue como estaba, avanzando más lento de lo que el sector necesita, pero avanzando. Una de las consecuencias directas que tendrá es que muchos proyectos a los que se les han otorgado ayudas de fondos europeos, ganadas compitiendo contra muchos otros proyectos, se verán obligados a devolver el dinero porque no podrán cumplir los plazos de construcción a tiempo, por cuestiones de burocracia administrativa. Dinero que, lamentablemente, se devuelve a la Unión Europea porque ya no queda plazo para asignarlo a otros usos.

Se está preparando un nueva normativa que podría no recoger la utilidad pública de las baterías para almacenamiento energético. ¿Significará eso un retraso en la tramitación de los proyectos?

Para adecuar la utilidad pública del almacenamiento es necesario hacer una modificación de rango de ley. Tras la no convalidación del Real Decreto Ley antiapagones se ha lanzado una consulta pública de rango de Real Decreto que esperamos recoja las medidas de ese rango legal que contenía dicho Real Decreto Ley, y alguna más que desde Asealen hemos propuesto. Como decía antes, significará que la tramitación administrativa de los proyectos será más lenta de lo que el sector necesita y un retraso respecto a lo que podría haber sido para muchos proyectos de baterías, pero no necesariamente para todos.

¿Por qué estos proyectos de almacenamiento de energía en batería pueden dar mayor estabilidad del sistema energético y evitar apagones?

Es complejo de explicar. Lo que hacen los sistemas de almacenamiento se puede resumir en dos funciones. Por una parte, almacenar energía barata o excedentaria para un momento posterior, lo que han hecho tradicionalmente los bombeos con la nuclear y el carbón por la noche con baja demanda y que ahora se hace cuando se produce más energía renovable que la que se puede consumir o exportar. Con eso lo que se consigue es un sistema que emite muy poco CO2 para producir electricidad y así se pueden cumplir las condiciones para obtener un “hidrógeno verde”, puntos de recarga de coches y camiones ultra rápidos sin necesidad de reforzar toda la red o competitividad industrial porque pueden almacenar la energía que autoconsumen o que compran barata para no consumir de la red cuando es más cara, además de poder poner un “sello verde” o de bajas emisiones a sus productos. Aquí también será muy relevante el almacenamiento térmico para sustituir el gas que necesitan las industrias por calor producido con electricidad renovable.

Por otra parte, dar respuesta muy rápida a las necesidades de la red de incrementos o descensos de potencia (equilibrar la frecuencia), modificar muy rápido los parámetros que afectan al control de la tensión (voltaje) o activar su consumo o generación si hay alguna restricción en la red cercana que este produciendo una sobrecarga local, ya sea por mucha generación o por mucho consumo. En concreto las baterías, al estar muy distribuidas y ser muy rápidas en la respuesta ya que no necesitan “arrancar” o estar consumiendo gas para estar “calientes”, son unos equipos que incrementan exponencialmente la estabilidad y la seguridad del sistema eléctrico, permitiendo formas de operación que hoy no son viables, pero ojo, necesitan también el apoyo de tecnologías de almacenamiento síncrono, como el bombeo y el almacenamiento térmico, para poder sustituir totalmente a las centrales de gas y nucleares. Hay que entender que España tiene un sistema eléctrico muy robusto, con una red muy desarrollada y con mucha flexibilidad gracias a las centrales hidroeléctricas, a las centrales de gas y a los bombeos y, hasta hace relativamente poco tiempo, estas capacidades conjuntas han sido suficientes. Esto es uno de los motivos por los que el desarrollo de baterías ha ido por detrás en el tiempo respecto a otros países. Pero la situación actualmente ya es otra y es necesario más almacenamiento para poder utilizar más renovable y menos gas y nuclear.

¿Cuánto es el tiempo medio de ejecución de un proyecto de este tipo desde que se solicita autorización?

Depende de muchos factores. Por ejemplo, el permiso de acceso a la Red de Transporte, a REE, hoy puede eternizarse porque, aunque haya capacidad para inyectar a la red como un generador, la solicitud para consumir de la red puede quedar estancada hasta que se celebre un concurso específico 'de demanda'. En otras ocasiones, hay comunidades autónomas que han paralizado tramitaciones para regular ámbitos de su competencia, como los de urbanismo. En Andalucía, afortunadamente los proyectos han conseguido ir avanzando, y desde la solicitud de acceso hasta la obtención de todos los permisos de construcción se está requiriendo entre 2 y 3 años, que esperamos se vaya reduciendo ya que han sido los primeros proyectos que se han tramitado. Para la fecha de puesta en marcha, hay que tener en cuenta la parte de rentabilidad de la inversión para la toma de decisión final de construcción, por lo que tener concedidas ayudas o que se termine la implantación de un mecanismo de capacidad o de flexibilidad no fósil en el sistema, es crítico.

¿Cuál es el precio medio de inversión de cada megavatio de potencia de almacenamiento de energía?

Una de las mayores ventajas que tiene las baterías es su versatilidad en cuanto a potencia y energía almacenamiento. Hay sistemas muy pequeños, como los que podemos tener en dispositivos electrónicos, pequeños y medianos, como las baterías domésticas, para autoconsumo C&I (comercial e industria), de movilidad… y las hay grandes y muy grandes para conectar directamente a las redes de alta tensión. Los grandes proyectos, de varias decenas de MW de potencia y 4 o más horas de duración, podemos señalar una inversión prevista del entorno de 150.000 €/MWh de capacidad energética instalada), con perspectiva descendente de precios en el tiempo. En cambio, una batería pequeña, doméstica, de alta calidad y diseños específico para este uso, instalada por un profesional cualificado, puede rondar los 750 €/KWh para tamaños del entorno a 5 kWh.