El negocio de las baterías para la red eléctrica, sin despegar hasta que haya normativa

El almacenamiento estacional para dar respaldo a las renovables todavía es un negocio que le queda recorrido. Según los expertos de la jornada "Pronósticos del mercado de las renovables y el almacenamiento en el 2021" organizado por ATA Insights, mientras no haya una regulación específica que permita el acceso y conexión a la red, no despegará. 

El sector eléctrico del futuro será uno con una elevada penetración de energías renovables variables como la fotovoltaica y la eólica. Y en ese contexto, si se quiere cumplir con los objetivos del PNIEC (Plan Nacional de Energía y Clima), será imprescindible el almacenamiento. 

"Estamos en un momento de transformación del sector donde se está produciendo una confluencia o integración entre las empresas tradicionalmente dedicadas a los hidrocarburos y las grandes utilites" explica Ignacio Grangel, socio de CMS Albiñana & Suárez de Lezo. 

"Durante este 2021 o principios de 2022 sí vamos a poder ver instalaciones de baterías que se conecten a la red", explica por su parte Javier Revuelta, senior principal en AFRY Management Consulting. "Pero hasta que no haya un incentivo económico (que además no se le considere Ayuda de Estado) y una normativa específica los números no salen". 

"La pregunta es cuándo el Gobierno va a dar ese impulso", añade. Por eso las previsiones son el almacenamiento tendría sentido como nicho de negocio a partir de 2023 "como pronto".

"El problema es que día de hoy no se puede tramitar una instalación de almacenamiento y solicitar un punto de acceso y conexión", concluye Grangel. 

El mercado eléctrico no supera la barrera de los 40 euros/MWh, su mínimo en diez años

Aplanar la curva

En los últimos días se ha producido una gran volatilidad en los precios del mercado eléctrico. Desde los 120 euros/MWh del 8 de enero pasado hasta los 30 euros/MWh de hoy, jueves, 21 de enero. "Es el aspecto más importante del almacenamiento, su capacidad de aplanar la curva", señala por su parte Jaime Rojas, managing partner de Enigma.

"Los proyectos que se tramitan a día de hoy, son proyectos largos, no solamente hay que adaptar la normativa, hay que entender que todo lleva un tiempo, un procedimiento de admisión y que se necesitará uno o dos años de tramitación de los proyectos", añade. En este tiempo, muchos de los promotores que ya incluyen el almacenamiento asociado a un parque renovable esperan que haya unos precios mucho más competitivos.

"Además, la investigación en almacenamiento también permitirá esa reducción de costes y habrá un momento en el que pasemos la barrera en el que seamos capaces de instalar máximamente estas nuevas infraestructuras".

Para Rojas, "lo razonable es entender que esta tecnología tiene más sentido en el aspecto de integración de renovables, que permita almacenar la energía y venderse en el mercado en aquellos momentos que pueda resultar más interesante desde el punto de vista de negocio". 

subestación eléctrica

Mejora de la red eléctrica

No solo ayudaría a aplanar la curva de precios, también evitaría la volatilidad de precios que se prevé con la incorporación masiva de renovables en los próximos años. "Además, la red tiene que integrar las baterías conectadas de coche eléctrico".

Por eso, los expertos coinciden en la necesidad de invertir y mejorar la red eléctrica. "Toda esa transformación y la generación distribuida necesita que la red eléctrica esté preparada, además, si queremos impulsar las renovables en España, también debería aumentar la interconexión eléctrica con Europa. Es la única opción para crecer en renovables".

Según un estudio presentado por Eurelectric, la patronal eléctrica europea que aglutina a todas las grandes empresas del sector, y realizado por Monitor Deloitte, las redes de distribución eléctricas europeas necesitarán inversiones de entre 375.000 y 425.000 millones de euros hasta 2030, de las cuales 22.500 millones de euros deberán ser en España.