La transformación hacia las renovables se ha encontrado con la piedra en el camino de la crisis en los precios de la luz en esta recta final de 2021. Una situación que, tanto las compañías como la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, han asumido que debe llevar a un acelerón en las inversiones para reducir la dependencia de los combustibles fósiles. 

Pero no sólo se trata de invertir en paneles solares y en aerogeneradores que, por sí solos, no tienen -al menos, de momento- la capacidad para abastecer a todo el sistema. Más aún cuando ambos son dependientes, por un lado, de que haya sol; por otro, de que haya viento. Toca producir energía ‘verde’ y almacenarla.

De cara a cumplir con las exigencias de transición y descarbonización, que vienen marcadas desde Bruselas, las compañías tienen por delante un exigente esfuerzo de inversión -mucho más desconocidas pero muy críticas para romper la dependencia del gas- en baterías y sistemas de almacenamiento para las renovables. Y las principales eléctricas españolas (Iberdrola, Endesa, Acciona y Naturgy) ya están desarrollando iniciativas, aunque aún están en fase inicial.

Proyectos de respaldo que sustentarán el futuro modelo energético y evitarán que, en los próximos años, haya crisis como las actuales derivadas de los elevados precios del gas.

Unos precios que, actualmente, determinan toda la retribución del sistema, por ser marginalista; y a pesar de que las fuentes renovables suponen ya el 40 por ciento de toda la energía eléctrica que se produce en España.

La meta española

La regulación española ya marca una hoja de ruta en materia de desarrollo de baterías y almacenamiento renovable. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) determina los objetivos hasta 2030.

Ese año, la generación eléctrica renovable debe alcanzar el 74 por ciento del total. Además, vía tecnologías de almacenaje, se tiene que lograr una  potencia adicional de 6 GW, que tiene que servir para contribuir a la seguridad del suministro.

Como comparación de qué significa esa cifra de GW, equivale al 60 por ciento de toda la capacidad de instalación que prevé desarrollar durante la próxima década una compañía centrada en renovables como Acciona Energía.

De esta forma, será ese almacenamiento adicional, junto con las actuales centrales de ciclo combinado, las que sustentan la transición al mix energético a lo largo de la presente década. Y, si esa tecnología llega antes, menor será la dependencia del gas.

Sin embargo, quedan flecos sueltos, porque la tecnología de almacenaje está en pleno proceso de desarrollo y, aunque queden menos de 10 años, aún está por ver qué tipo de almacenaje se impondrá, cómo se va a invertir y, también, cómo se va a retribuir a las compañías que desarrollen esta tecnología y ‘acumulen’ luz de origen renovable. 

“Se analizará la necesidad de establecer marcos retributivos que, teniendo en cuenta el grado de maduración de las distintas tecnologías de almacenamiento, complementen las señales de precios de los mercados de energía y de balance del sistema que perciben estas instalaciones”, deja abierto el propio PNIEC.

“El diseño de estos mecanismos vendrá determinado por los análisis de capacidad realizados por el operador del sistema [en referencia a Red Eléctrica] en los distintos horizontes temporales y se integrarán, en su caso, en los mecanismos de capacidad que se desarrollen de conformidad con los principios establecidos en la normativa de mercado interior de electricidad”.

¿Qué están haciendo las empresas?

El PNIEC no establece un marco de inversión claro en materia de baterías y almacenamiento que, sin embargo, están en los planes de las compañías para los próximos años. 

Lo estan, por ejemplo, en los últimos planes estratégicos de Endesa e Iberdrola y, también en los proyectos que han presentado de cara a la obtención de fondos europeos Next Generation UE. Unos fondos, ligados al desarrollo de proyectos de bajas emisiones, donde las compañías -una vez que se adjudiquen y estén en marcha- tendrán que rendir cuentas respecto a cómo se han canalizado las inversiones.

En el caso de la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán, las baterías y el almacenamiento están entre el total de 175 proyectos que ha presentado -no indica cuáles- que aspiran en conjunto a movilizar en inversión 30.000 millones de euros. 

La compañía con sede en Bilbao también recoge esta tecnología en su plan estratégico donde contempla el desarrollo de 14 GW de almacenamiento hasta 2025, que van en paralelo a su inversión en renovables y redes. En conjunto, estos tres conceptos le supondrán una inversión de 68.000 millones de euros en cinco años. 

Además, la compañía indica en ese plan que España es el tercer mercado con exigencias de instalaciones de baterías más altas, los citados 6 GW, niveles prácticamente similares a los de Italia y Reino Unido, pero que quedan muy lejos de los 18 GW que prevé Alemania en 2035.

Mientras, Endesa también ha presentado como candidatos a fondos europeos una veintena de proyectos ligados al almacenamiento, tanto de renovables como de hidrógeno. En su caso, su plan estratégico hasta 2023 recoge 222 MW en hibridación de baterías con térmica y renovable. Además de incorporar baterías a toda su red de parques eólicos y fotovoltaicos.

Eso mismo están haciendo otras empresas del IBEX ligadas al sector energético, como Naturgy o Acciona Energía que, en sus últimas instalaciones de energía renovable, ya cuentan con baterías de respaldo. 

Un abanico de opciones

En este sentido, la tecnología de almacenamiento es amplia y, de momento, no se puede hablar de un único modelo, aunque las baterías de litio centran el foco en los últimos años. Entre estas tecnologías, además, está el almacenamiento térmico, los supercondensadores, las pilas de hidrógeno o los volantes de inercia, que acumulan energía eléctrica en forma cinética.

Y la inversión que se va a requerir es significativa. Iberdrola -que recoge previsiones de BloombergNEF- apunta que  las instalaciones de almacenamiento de energía a nivel mundial se van a multiplicar exponencialmente en los próximos años: desde 9GW de 2018, hasta los 1.095GW en 2040.

“Este espectacular aumento requerirá una inversión aproximada de 662.000 millones de dólares”, indica la compañía. 

Como referencia, el PNIEC requiere que España invierta en 10 años, en toda su transformación energética, 241.000 millones de euros. De ellos, el 80 por ciento corresponde al sector privado. 

De esta forma, la transición climática y cumplir con lo que exige Bruselas conlleva inversión pública y privada, fondos europeos e inversión corporativa, y relaciones continuas entre Administración y empresas.

Un diálogo que es constante y que, a tenor del clima que se vivió hace unos días en el encuentro convocado por el Club Español de la Energía, las relaciones son más cordiales de lo que, a priori, puede parecer.