María Pérez Medel es Ingeniera Industrial. Ha desarrollado toda su carrera enfocada en la sostenibilidad y la transición energética. Primero desde el centro de Eficiencia Energética de Unión Fenosa, y posteriormente en el desarrollo de Servicios Energéticos del grupo. Actualmente es la responsable del desarrollo del almacenamiento eléctrico de Naturgy y es miembro de la junta directiva de AEPIBAL, asociación de Almacenamiento.
La responsable de almacenamiento de Naturgy considera que el futuro de las energías renovables pasa por el desarrollo de esta tecnología, que será en los próximos años uno de los puntos clave para lograr los objetivos de descarbonización. Aunque actualmente la capacidad instalada de baterías en España es residual, se está desarrollando una importante cartera de proyectos y se espera que el despliegue real empiece a partir de este año.
MERCA2: Hace solo tres años, nadie hablaba de almacenamiento ¿qué ha cambiado?
M. Pérez Medel: El aumento de la generación renovable ha tenido una aceleración importante los últimos años. En España más del 50% de la energía eléctrica que se produce es renovable, sin embargo, la imprevisibilidad e intermitencia de estas fuentes hace que cada vez sean más necesarios mecanismos de ajuste que permitan casar la generación eléctrica con la demanda, y con ello estamos hablando tanto de evitar vertidos eléctricos como de dar servicios de fiabilidad a la red.
Por ello, el almacenamiento de energía es clave para la transición energética. Es capaz de proporcionar al sistema eléctrico la flexibilidad y capacidad firme necesaria, de forma complementaria a la cada vez mayor penetración de las energías renovables. Además, nos permite optimizar los recursos de generación renovable, evitar vertidos, disminuir las congestiones del sistema y dar servicios de balance y ajuste al sistema eléctrico, todo ello, imprescindible si queremos seguir aumentando la penetración renovable en el sistema.
¿Cuándo hablamos de almacenamiento en el sector eléctrico, de qué tecnologías estamos hablando?
Actualmente hay dos tecnologías de almacenamiento maduras: el bombeo hidráulico, vinculado a las centrales hidráulicas, y que tiene más de un siglo de historia y las baterías, que, siendo mucho más nuevas, han venido para quedarse y han revolucionado el panorama del almacenamiento en el sistema eléctrico.
El crecimiento de las baterías está siendo exponencial en los últimos años. Esto se debe principalmente a su versatilidad, ya que pueden instalarse en cualquier ubicación, no requieren ningún recurso específico (agua, viento, sol,…) y puede modularse su tamaño desde pocos a cientos de MW. Otro motivo es el descenso de costes que han tenido los últimos años y que ha permitido que empiecen a ser competitivas en los países que tienen un marco retributivo adecuado.
Entonces, ¿es rentable la tecnología de las baterías?
Como comentaba, aunque uno de los factores que han contribuido a acelerar la implantación de baterías es el abaratamiento de sus costes tecnológicos, si este factor no se acompaña con un marco retributivo adecuado, no pueden desarrollarse. No en todos los países se están siguiendo las mismas estrategias para dar un marco retributivo a las baterías, pero sí que se repite que en todos los países en los que se ha desarrollado se han implementado una o varias de estas estrategias: desarrollo de servicios de regulación de frecuencia, mercados de capacidad, reducción de impuestos o ayudas directas a la inversión.
En países como Estados Unidos, Australia o el Reino Unido, donde se ha establecido un marco que retribuye estos servicios, las baterías están avanzando rápidamente. En España, iniciativas como las ayudas NEXTGEN o el mercado de capacidad que está en desarrollo tienen como objetivo crear un entorno favorable que haga rentable el desarrollo de baterías en el país.
Uno de los hándicaps del almacenamiento es que al ser un activo cuyo mayor valor es dar flexibilidad al sistema, su modelo de negocio tiene intrínseco una gran exposición a mercado. En este sentido, los promotores buscan ingresos que les permitan minorar esta exposición a la hora de financiar sus proyectos. El mercado de capacidad, cuya modelo de retribución es por MW instalado y que suele tener un horizonte temporal largo, normalmente entre 10 y 15 años -aunque depende del país-, ha sido una de las palancas que más ha impulsado el desarrollo los últimos años.
¿Qué son los vertidos eléctricos?
Cuando se habla de vertidos nos referimos a la energía que se pierde porque no se puede aprovechar en el instante en que se produce. Esto ocurre sobre todo cuando las condiciones climáticas son ideales para la generación de energía renovable, mucho viento y/o sol, pero la demanda es baja y no se puede utilizar toda la energía disponible. El almacenamiento tiene un papel clave para reducir estos vertidos, ya que puede almacenarla y devolverla al sistema en el momento que se necesite.
¿Cuáles son los principales retos para el desarrollo del almacenamiento en España?
Actualmente nos enfrentamos a tres grandes retos:
El marco regulatorio: tanto para el desarrollo de baterías como de bombeos, la tramitación sigue siendo compleja, a pesar de la modificación de la Ley de Aguas de 2023, y puede prolongarse en el tiempo durante años hasta contar con todos los permisos.
El marco retributivo: los sistemas de almacenamiento no cuentan actualmente con un marco retributivo suficiente, por lo que es necesario el desarrollo de mercados (capacidad, flexibilidad, frecuencia, etc.) que retribuyan todos los servicios que estas instalaciones pueden dar al sistema.
El acceso y conexión a red: el derecho de verter y consumir energía en un punto de la red es fundamental y actualmente no hay capacidad disponible en muchos nudos de red.
¿Cómo se almacena la energía en las baterías?
Las baterías son dispositivos de almacenamiento electroquímico que transforman la energía eléctrica en energía química para su almacenamiento y, a la inversa, para liberarla.
Aunque su funcionamiento es sencillo, son una pila química. Su comercialización a gran escala no comenzó hasta 2017 y han experimentado un notable crecimiento en los últimos años en los que no solo ha habido una disminución de costes, sino también una mejora sustancial de sus prestaciones y vida útil. Las baterías actualmente no solo permiten desplazar la energía de las horas valle a punta, sino dar servicios de flexibilidad y firmeza al sistema con instalaciones que en algunos casos ya superan los veinte años de vida útil.
¿Cúal es el desarrollo del almacenamiento a día de hoy?
A cierre de 2023, a nivel mundial había 272 GW disponibles de almacenamiento, de los que 85 GW corresponden a baterías. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), se estima que la capacidad mundial debe quintuplicarse hasta los 1.503 GW en 2030, de los cuales estima que 1.200 GW corresponderán a baterías y, el resto, a bombeos.
En el caso de España, se cuenta con más de 6GW de bombeos, sin embargo la capacidad instalada de baterías es todavía residual, ya que no solo es una tecnología bastante novedosa, sino que no se empezó a regular hasta junio de 2020. Desde entonces se ha desarrollado la regulación para permitir el desarrollo de estos sistemas, por lo que, hoy en día, la cartera de proyectos en desarrollo es muy grande y se espera que el despliegue real empiece a partir de 2025.
El PNIEC 2023-2030 fija un objetivo de capacidad instalada de almacenamiento para 2030 de 22,5 GW. Si a este objetivo le restamos la capacidad actual de bombeo y los objetivos de solar termoeléctrica, el objetivo de desarrollo para 2030 de almacenamiento, bombeo y baterías es de 13 GW.
¿Qué tiene Naturgy previsto en almacenamiento en España?
Actualmente operamos 215 MWh de almacenamiento de bombeo en la central hidráulica Bolarque II (Castilla La Mancha) y tenemos en desarrollo avanzado 13 proyectos de almacenamiento con baterías, con una potencia total de 222 MW y una capacidad de para almacenar 478 MWh.
- 10 proyectos hibridados con solar en las FV de Carpio (Toledo); Picón I, Picón II Picón III y La Nava (Ciudad Real), Tabernas I y II (Almería) y El Encinar, Naipes y Naipes II (Badajoz).
- 2 proyectos hibridados en Canarias con baterías en la FV de El Escobar I y la eólica de Piletas.
- 1 sistema con baterías stand alone en Vigo (Pontevedra), conectado directamente a la red.
A medio plazo la cartera de desarrollo incluye diversos proyectos de bombeo en emplazamientos propios y de terceros, así como varios proyectos de baterías stand-alone y proyectos greenfield híbridos que combinarán fotovoltaica y baterías.
