“No veo una regulación favorable del autoconsumo compatible con el déficit eléctrico”

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Juan Ignacio Quiles, director general de Saft.
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Juan Ignacio Quiles, director general de Saft.
José Ignacio Quiles, director general de Saft Baterías.

Hijo de emigrantes, José Ignacio Quiles nació en Bélgica, pero vive en España desde hace 15 años. Estudió dirección de empresas y su trayectoria profesional ha sido variada, pero lleva ligado al sector energético desde hace cuatro años. Primero en la empresa norteamericana Cooper Industries, filial del grupo Eaton, y desde hace dieciocho meses al frente de Saft Baterías como director general y responsable del grupo Saft para la Península Ibérica, Centroamérica y Sudamérica.

Saft es un grupo líder mundial en diseño y fabricación de baterías de tecnología avanzada para la industria. El grupo está presente en 18 países y cuenta con 15 fábricas pero vende sus productos en todo el mundo. El año pasado facturó algo más de 620 millones de euros, de los que 13 millones se facturan en España. Sus productos satisfacen las necesidades de una amplia variedad de clientes en todo el mundo: baterías basadas en níquel y baterías primarias de litio en la infraestructura industrial, transporte, electrónica civil y militar; soluciones de litio-ión para el almacenamiento de energía, telecomunicaciones, espacio y defensa. Precisamente hace pocos días celebraba el éxito de sus baterías de litio primario suministradas al CNES (Centro Nacional de Estudios Espaciales) para el módulo de aterrizaje Philae, la carga útil de la misión Rosetta, bajo responsabilidad de la Agencia Espacial Europea (ESA).

En el campo de la energía, las baterías Saft están pensadas para satisfacer cada necesidad de almacenamiento, en la red o fuera de ella, independientemente de dónde o cuándo se necesita, desde la estabilización de la red en la generación de la electricidad, pasando por la transmisión y distribución de redes hasta la gestión local de energía en casas particulares. Por ello, Saft es una buena atalaya para observar los avances en el almacenamiento de energía, que se ha convertido a juicio de los expertos en uno de los grandes retos para la transición energética y para el desarrollo del autoconsumo para los sectores residencial y comercial. “Eso es así, pero en España el almacenamiento energético ha avanzado muy poco, ya que apenas se han desarrollado tres proyectos”, explica el director general de Saft en España. De hecho la compañía ha participado en dos de ellos: el proyecto Ilis, desarrollado con Acciona, que ha sido el primer proyecto de almacenamiento conectado a la red, y el Store, realizado con Endesa en Canarias.  Dos proyectos experimentales que, por desgracia, no parece que vayan a tener una continuidad.

En el negocio mundial de las baterías, las de plomo controlan el 90% del mercado, mientras que las de níquel-cadmio y litio-ión representan el 10%, pero estas son líderes en aplicaciones industriales y sobre todo en aquellos mercados en los que no puede haber un fallo, como son los del transporte, el espacial, el de defensa…y también en el del almacenamiento de energías renovables. “Las previsiones apuntan a que hasta el 2025 el 50% del mercado sea de los sistema de litio-ión y el resto se lo repartan las otras tecnologías de acumulación”, explica Quiles.

El autoconsumo, inviable

Estas tecnologías son claves para el desarrollo del autoconsumo, al que se presenta un futuro brillante porque “con los sistemas inteligentes de gestión, los acumuladores podrán conectarse en red y lograr que la electricidad sobrante esté disponible más tiempo y no haga falta conectarse a la red”, afirma el director de Saft.  Un futuro que en España no se atisba a tenor de las declaraciones de los responsables del Ministerio de Industria, quienes dan por hecho que el autoconsumo no se va a desarrollar en España porque entre otros aspectos tendrá que pagarse un peaje de respaldo o impuesto al sol si se conecta a la red del sistema eléctrico.

“Técnicamente el autoconsumo es viable, y las tecnologías de generación se han  abaratado mucho,  pero con los precios actuales de la electricidad, los peajes de acceso a la red y el coste actual de las baterías, económicamente no es rentable, al menos con baterías de litio-ión”, asegura Quiles. Y añade: “Podría ser rentable si uno invierte hoy y el precio de la luz sigue subiendo, lo que es bastante probable porque antes o después el déficit de tarifa lo acabaremos pagando”. Pero acaba sentenciando: “No veo una regulación favorable del autoconsumo compatible con el déficit eléctrico. Las infraestructuras hay que pagarlas”.

Ante la evolución de los precios de las baterías Quiles se muestra optimista. “Los precios de las baterías de litio-ión siguen bajando, pero hay unas infraestructuras que pagar y mantener, y esos costes los tenemos que mantener entre todos, porque ¿qué pasaría si la mayoría de las personas decidiera apostar por el autoconsumo? ¿quién pagaría las infraestructuras?”.

El director de Saft piensa que a veces se abordan las cosas con demasiada ligereza. “Todo esto es muy bonito –dice refiriéndose a la transición energética, las energías renovables y el autoconsumo- pero para lograr los objetivos, además de voluntad política, se requiere recursos, dinero, y eso es precisamente lo que más falta en estos momentos, al menos en Europa”. Y el tema, en su opinión, se agrava cuando la demanda cae, como está ocurriendo en casi todo el Viejo Continente. “Cuando no hay unas expectativas de crecimiento es muy difícil que haya inversión”.

El reto de la industria

Para Quiles el crecimiento de las renovables y del autoconsumo está desgraciadamente ligado a las subvenciones. “Con subvenciones, como ocurre en Alemania, las renovables y el autoconsumo crecen; pero sin ellas el futuro se llena de nubarrones”. Y añade: “Hoy por hoy, el gran reto de la industria es abaratar los costes de estas tecnologías para que sean competitivas y se pueda apostar por ellas no sólo por razones medioambientales sino también económicas”.

Y el tema lo hace extensible a todos los campos. En los temas de movilidad, al problema de la falta de autonomía de las baterías, que antes o después se resolverá, hay que añadir los precios. “Los coches eléctricos tendrán futuro si son competitivos en precio”, afirma. Y no le duelen prendas en ponerse él mismo como ejemplo: “Si comprarme un automóvil eléctrico de Tesla me va a costar 120.000 euros, casi prefiero optar por un Aston Martin”.

Los precios competitivos son, a su juicio, la clave, “porque si no, no hay demanda, y sin esta, ni el Gobierno ni las eléctricas van a invertir en infraestructuras, y estas son imprescindibles. Porque ¿qué haces con un coche eléctrico si no tienes dónde recargar la batería?”. En su opinión, hasta que los fabricantes no consigan coches competitivos no se podrá hablar con propiedad de movilidad eléctrica y, como ocurre en la actualidad en la mayoría de los mercados, se quedará como algo testimonial para moverse en el centro de las ciuda

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1 Comentario

  1. ALGUIEN NO SABE QUE HAY UN TÉRMINO FIJO O DE POTENCIA Y UN TÉRMINO VARIABLE O DE ENERGÍA. EL FIJO O DE POTENCIA DEBERÍA ESTAR PARA PAGAR LOS COSTES FIJOS (INFRAESTRUCTURA). EL VARIABLE O DE ENERGIA PARA PAGAR PRECISAMENTE ESO, LA ENERGÍA QUE SE CONSUME Y LO QUE CUESTA GENERARLA (MERCADO ELECTRICO, SUBVENCIONES AL CARBÓN Y GAS, RENOVABLES, ETC.). POR LO QUE EL AUTOCONSUMO NO DEBERÍA DE TENER NADA QUE VER CON EL DEFITIC DE TARIFA SI EL SISTEMA ELECTRICO ESTUVIERA BIEN DISEÑADO Y REGULADO.

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