Almacenar energía, el nuevo negocio de las distribuidoras eléctricas

Bombeo puro, hidroeléctricas con bombeo, sales fundidas de las termosolares, hidrógeno o baterías de iones litio son solo algunos de los ejemplos de almacenaniento que se van a ver en la próxima década como tecnologías de respaldo para un mix eléctrico cada vez más renovable.

¿Cuál será su papel en un entorno tan cambiante? "Mi visión desde fuera del mercado es que, por el momento, los ciclos combinados, el gas, ahora están sustituyendo al carbón y más tarde a la nuclear, pero en el futuro las baterías tendrán un gran valor", explica Pablo Izaguirre, socio de MRC, en el webinar de Aelec, 'Almacenamiento y Redes: una conversación pendiente'. 

"Pero este sector no termina de arrancar porque la regulación está incompleta y está lastrando su desarrollo", asegura. 

"La transición energética presentará un escenario en el que habrá descenso en el pico de producción porque la fotovoltaica a primera hora de la mañana y a última de la tarde apenas podrá generar electricidad", y en el caso de la eólica, "le ocurrirá durante la noche".

Por eso, considera necesario contar con centrales de respaldo "que estén en espera y esas son las de almacenamiento". 

El PNIEC ha fijado un objetivo de desarrollo de baterías de 2,5 gigavatios (GW) para 2030, pero para Izaguirre, "con ese objetivo no tendrán un papel destacado". 

Congestión de las redes eléctricas

Otra de las consecuencias de la incorporación de sistemas de almacenamiento a la red eléctrica es que "las restricciones de las redes de alta tensión se van a pasar a la distribución. Eso ocurre con algunos sistemas como el de algunas zonas de Australia".

Este desplazamiento en baja tensión enfrenta a las empresas distribuidoras (un mercado controlado en un 95% por las cinco grandes eléctricas, EDP, Viesgo, Iberdrola, Naturgy y Endesa) a un gran desafío. "O invierten más en redes o se verán abocadas a una caída de suministro", dice el responsable de MRC.

"En el nuevo escenario, la gran presencia de renovables trae la necesidad de introducir más flexibilidad", dice por su parte Irene Bartol, secretaria general de Aseme (Asociación de Empresas Eléctricas), "pero no solo, el despliegue de los recursos distribuidos hará aún más necesario desarrollar herramientas como la gestión de la demanda o el almacenamiento". 

"Aunque el gran elemento disruptivo es que el consumidor para Europa está en el centro de este cambio y que debe o puede participar en la gestión de sus propios sistemas de almacenamiento o participar en el mercado eléctrico". 

Para Pedro González, director de Regulación de Aelec, "se puede resumir el horizonte de esta transición en cuatro puntos: existe una necesidad de almacenamiento, ya que permitiría multiplicar por tres la capacidad renovable del PNIEC para 2030, hay diferentes tecnologías que podrían desarrollarse, se necesita una regulación, cuyo objetivo es dar señales para que los agentes puedan invertir".

"Por último, hace falta un mercado. Encontramos la posibilidad de que surjan congestiones de red, y una solución sería desarrollar los mercados locales de energía, que en España no existen a excepción de algún proyecto piloto", continúa González.

"La otra es cuestionarse si las distribuidoras deberían incorporar sus propios sistemas de almacenamiento integrados en las redes". 

Mecanismos de capacidad y servicios de ajuste

Desde hace poco más de un mes, tanto la demanda como el almacenamiento ya pueden participar en los servicios de balance del sistema eléctrico. "El problema es que con precios tan planos en los servicios de ajuste no es rentable para una planta de almacenamiento", puntualiza Pablo Izaguirre.

"La capacidad para proveer de servicios auxiliares al mercado eléctrico está mermada por la regulación, que limita su participación a los 200 MW según la resolución de restricciones técnicas, pero sería el mejor mercado para las baterías".

Por eso, propone que "haya señales de precio suficiente para que se puedan activar los mecanismos de apoyo rentables". 

Otra opción son las subasta de capacidad. "En Irlanda, Nueva Inglaterra (EEUU) existen mecanismos de capacidad para las energías de respaldo, y en otros países, como Reino Unido, Italia o Francia se han convocado subastas específicas para el almacenamiento".

Así que en conclusión asegura que "es necesario que se complete el marco regulatorio y que se centre en una integración en las redes de distribución".

"La transición energética dará lugar a la creación de nuevos roles en los agentes tradicionales y en nuevos actores que van a aparecer", concluye por su parte Bartol, "y su implantación será fundamental para evitar la congestión de las redes". 

"Posiblemente las distribuidoras cambiarán de nombre y se llamarán gestores de la red, donde tendrán que buscar soluciones, por ejemplo, a los flujos bidireccionales de energía o tendrán que firmar contratos con los sistemas distribuidos para evitar caídas de la red. Y todo ello será posible llevarlo a cabo gracias a la digitalización, que tendrá un papel clave", concluye Pedro González, de Aelec.