Cumplir los objetivos de almacenamiento requiere 10.600 millones de capital y 6.000 millones en deuda

Así lo desvela un informe publicado esta semana por la consultora Aurora Energy Research, en el que también analiza los grandes retos a los que se enfrenta esta tecnología.

El Ministerio de Transición Ecológica estableció el año pasado en el borrador del nuevo Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 una ambiciosa meta de 22 gigavatios (GW) de almacenamiento energético, que incluye baterías, almacenamiento por bombeo y almacenamiento térmico.

Para ello, la consultora estima que se necesitarán hasta 10.600 millones de euros. En un escenario conservador, calcula que para esta inversión, un 60% del coste total se financiará con deuda, mientras que el 40% restante se cubrirá con capital propio.

Después de descontar los 620 millones de euros públicos del PERTE que el Ejecutivo reserva para esta tecnología -y aplicando un apalancamiento conservador- el informe concluye que las necesidades de deuda ascenderán a 6.000 millones de euros.

Baterías

Existen cinco tecnologías distintas de almacenamiento energético. La química, la de aire comprimido, la térmica, la hidroeléctrica y las baterías. Esta última es una de las más conocidas y una de las grandes apuestas de Transición Ecológica.

"La incertidumbre normativa y la escasez de proyectos en curso han hecho que la capacidad instalada de baterías sea baja, aunque se espera que el ritmo de despliegue aumente", aseguran los expertos de Aurora.

Actualmente, hay sólo 30 MW de baterías instaladas en España, consistentes principalmente en proyectos piloto. Se trata principalmente de iniciativas de Engie, Iberdrola y Acciona.

Aunque no hay información pública disponible sobre las baterías que están en proceso de desarrollo, ni sobre los participantes del mercado que las impulsan, Red Eléctrica ha comunicado que 6,5 GW de proyectos han solicitado conexión a la red y han sido aprobados.

Según el operador del sistema eléctrico, también hay 5 GW de proyectos de baterías en proceso que han solicitado permisos de conexión a la red. Además, ya se han adjudicado 900 MW de almacenamiento híbrido a través del PERTE, que deben instalarse antes del año 2026.

En este contexto, Aurora espera que en los próximos años entren en funcionamiento 1,9 GW de esta tecnología.

Riesgos de precios

Uno de los grandes retos del negocio del almacenamiento energético será comprender el riesgo de precio asociado a cada mercado. 

Las principales fuentes de ingresos del almacenamiento serán los mercados mayoristas -en los que productores y comercializadoras/grandes consumidores compran y venden electricidad- y los distintos mercados auxiliares -donde se comercializan servicios necesarios para mantener la estabilidad y la calidad del suministro eléctrico-. "Pero podrían estar disponibles otras", añade el análisis.

"Para ser competitivos en una subasta de mercado de capacidad, los activos de almacenamiento deberán considerar cuidadosamente las oportunidades de ingresos en otros mercados", recalcan los expertos de Aurora.

Hay que tener en cuenta, además, "que la ventaja potencial de una batería que participa en los servicios de Restricciones Técnicas (uno de los mercados auxiliares) depende en gran medida de la ubicación específica del activo", apunta.

Riesgo regulatorio

El almacenamiento en la legislación actual "puede ser un proceso prolongado" y se prevé que su marco regulatorio "siga evolucionando" en los próximos años. 

De hecho, el proyecto del Gobierno español para desarrollar los mecanismos de capacidad, fundamentales para el almacenamiento (especialmente en baterías), lleva encallado en la Comisión Europea ya dos años.

"El marco regulatorio para el almacenamiento ha sido modificado en los últimos años, pero todavía existen barreras políticas y regulatorias que deben abordarse a medida que el almacenamiento se incorpora al marco regulatorio existente. Flujos de ingresos adicionales, como un futuro mercado de capacidad, proporcionarían visibilidad sobre los ingresos futuros", reclama Aurora Research.

España está ahora pendiente de que Bruselas apruebe un documento que justifique técnica y económicamente la necesidad de un mecanismo de capacidad para abordar posibles problemas de cobertura que podrían comprometer la seguridad del suministro.

En la actualidad, prácticamente todos los grandes países europeos, como Bélgica, Francia, Alemania, Grecia, Italia o Polonia, ya han desarrollado sus propios mecanismos de capacidad.

El sector energético lleva años reclamando la llegada de esta solución para lograr que sus proyectos sean rentables económicamente, hasta que se logre escalar la tecnología.