Almacenamiento energético en baterías hibridado con energía eólica y fotovoltaica.
Rolwind, Endesa, Ignis, Opdenergy, EDP y X-Elio se preparan para entrar de lleno en el negocio de las baterías
- Las energéticas promueven casi 2 GW de nuevos proyectos en España.
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Algunos análisis ya empiezan a indicar que el almacenamiento en baterías está comenzando a ser rentable. En este contexto, aunque no a todos los promotores energéticos les salen los números, muchas empresas del sector están desarrollando sus primeros proyectos con el objetivo de hacerse un hueco en el que apunta a ser un negocio clave en la transición energética.
En los últimos meses, firmas como Rolwind, Endesa, Ignis, Opdenergy, EDP o X-Elio han presentado ante el Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico cerca de 2 gigavatios (GW) nuevos de almacenamiento en baterías para su tramitación ambiental. De hecho, ya hay 25 GW de proyectos que han solicitado conectarse a la red eléctrica, según Redeia.
El incremento de volatilidad en los precios del mercado mayorista de la luz que se registra a lo largo de 2024 ha favorecido que los números empiecen a cuadrar. Almacenar la energía cuando es barata y liberarla al mercado cuando los precios son altos permite estabilizar los costes y maximizar la eficiencia económica.
Entre los últimos proyectos presentados, destacan los de Rolwind. La empresa cordobesa —que apuesta por los sistemas que se conecta directamente a la red de transporte (stand alone)— promueve cinco proyectos de casi 600 MW en Asturias, Cantabria, Cuenca y Málaga. Además, acaba de obtener la primera declaración de impacto ambiental (DIA) para una planta de estas características.
Entre las empresas que buscan la aprobación ambiental para sus proyectos también está Endesa. La firma capitaneada por José Bogas quiere desarrollar una batería de 42 MW y un proyecto eólico de 75 MW en Teruel, que combinará con su planta fotovoltaica Mudéjar (ya con todos los permisos administrativos).
Esta es la octava instalación proyectada por Endesa en Andorra que combina energía fotovoltaica y eólica. De este modo, no está incluida en el megacomplejo renovable que conectará al Nudo Mudéjar, compuesto por siete plantas híbridas (entre las que se incluyen otros 365 MW de almacenamiento).
Ignis y Opdenergy también han presentado a Transición Ecológica dos proyectos de baterías cada una, con capacidades conjuntas de 80 MW y 75 MW, respectivamente. En ambos casos también estarían ligados a proyectos renovables.
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EDPR (36 MW), X-Elio (25 MW), Abo Energy (51 MW), Finerge (20 MW), Grupo Samca (20 MW), Elawan (4 MW) y Elight Renewable Energy (100 MW) se incluyen en la lista de compañías que han presentado instalaciones hibridadas. También quieren construir nuevas baterías Solar Ventures (259 MW) Swan Energy (108 MW), Our New Energy (148 MW), Segman (100 MW) o Arena Power (130 MW).
El Ministerio de Transición Ecológica ha establecido en su nuevo Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 una ambiciosa meta de 22,5 GW de almacenamiento energético, que incluye baterías, almacenamiento por bombeo y almacenamiento térmico.
Pagos por capacidad
El despliegue del almacenamiento en España requerirá de un enorme esfuerzo inversor. Concretamente, alcanzar una meta de 22 GW (la meta anterior a la última revisión) exigirá más de 10.600 millones de capital, de los cuales 6.000 millones de euros deberán ser obtenidos a través de préstamos, según la consultora Aurora Energy Research.
Aunque las hibridaciones permiten aumentar la rentabilidad de los proyectos de baterías, la introducción de apoyos regulatorios, como los esperados pagos por capacidad (que se esperan en España para principios de 2025) podrían ser la clave para que sus ganancias permitan compensar sus altos costes.
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", según la consultora.
"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) dependerá en gran medida de la ubicación específica del activo.
