Almacenamiento distribuido, el nuevo reto regulatorio

Los titulares son por todos conocidos. Mayor penetración de renovables. Revisión al alza del Plan Nacional de Energía y Clima. Bajada de precios de la electricidad. Este es seguramente el titular de lo que nos espera en los próximos años. Pero todo titular necesita de un mayor detalle y saber cuál es la tendencia.

En 2018 el peso de las renovables representaron en el mix eléctrico el 32%. En apenas cinco año hemos alcanzado el 48%. En 2018 los combustibles fósiles ocupaban las horas centrales del día. Actualmente se concentran más por la noche. Las horas de energía barata eran por la noche y caras durante el día. La tendencia con la penetración de renovables es precios cada vez más bajos en las horas centrales del día.

Viéndolo en perspectiva y dibujando el escenario energético en pocos años se acentúa la importancia de las estrategias de almacenamiento y la importancia en la gestión de la demanda respecto a los modelos energéticos y eléctricos al uso hasta el momento.

En función del alcance del almacenamiento y de la gestión de la demanda la variabilidad de precios será más atenuada o acentuada. Así, sin una estrategia potente en almacenamiento y gestión de la demanda nos podemos encontrar un hundimiento de los precios de la electricidad en las horas centrales del día, vinculadas a los momentos de máxima producción fotovoltaica, que podría ser un freno (si no lo es ya) a las inversiones asociadas las renovables, y particularmente a la fotovoltaica. La conocida como curva de pato, que ya se produce en contextos con un fuerte desarrollo de la fotovoltaica como California o Australia, es sin lugar a dudas uno de los talones de Aquiles en la ambición de la transición energética.

Pero para que el rol del almacenamiento y la gestión de la demanda aparezcan como un verdadero actor, es necesario situar el rol del cliente activo, que tan bien reflejado está en la directiva europea del mercado Interior de electricidad, también en el almacenamiento. Hoy, las previsiones en materia de almacenamiento van estrechamente vinculados al almacenamiento en los centros de producción. Pero una vez más, nuestro marco normativo no ha contemplado como desarrollar un modelo de almacenamiento distribuido vinculado a los centros de consumo.

Baterías en edificios

Permítanme un ejemplo claro de lo que se debería hacer y en cambio el marco normativo no lo permite en nuestras ciudades y pueblos. El escenario que nos encontraremos en un tiempo relativamente breve, será el de vecinos que deberán comprar energía cara en los momentos de más consumo doméstico cuando podrían comprarla y almacenarla en los momentos de energía renovable y más barata en los momentos valle. Seria sensato pensar que en estos casos vecinas y vecinos pudiesen acumular energía cuando la energía es barata, pero por una cuestión de economía de escala, ese almacenamiento será demasiado costoso hacerlo de forma individual.

Por el contrario, en zonas especialmente densas, en edificios con muchos vecinos, e incluso en pequeñas localidades, ese almacenamiento podría ser compartido, de tal manera que dicha batería sirviese para almacenar energía barata de origen renovable para después suministrarla cuando el precio de la energía volviese a subir. Una estrategia de almacenamiento así podría ser sufragada con los ahorros conseguidos, con participación vecinal, e incluso con un rol activo por parte de las comunidades energéticas.

Este modelo tendría la ventaja de la capilaridad; aportaría descongestión en la red, captando electricidad cuando menos se consume, dando electricidad a usuarias y usuarios cuando más la demandan, y permitiría un modelo participado en la financiación de dichas inversiones claves para el escenario de transición energética. Además, podría significar, el desarrollo de una potente estrategia en el uso de baterías de segunda vida, ahondando en el impulso de una economía circular y aprovechando especialmente esas baterías que ya no juegan rol alguno, especialmente en el sector del vehículo eléctrico.

A su vez, el desarrollo de esa capilaridad en la implantación del almacenamiento distribuido, podría dar pautas de gestión de la demanda, y los más relevante, permitiría achatar la conocida como curva de pato (los precios no se hundirían tanto en las horas centrales del día y no escalarían tanto por las mañanas y especialmente por las tardes) ayudando a mantener una remuneración razonable al que invierte en renovables.

El problema, el marco normativo

El caso que aquí planteo no tiene dificultad técnica alguna. Un equipo de baterías para una comunidad de 30 vecinos, podría tener una capacidad de almacenamiento de 100 kwh para dar respuesta a las necesidades eléctricas en las tres o cuatro horas en que la electricidad es más cara. El espacio que se necesita es relativamente pequeño, pudiendo entrar en la mayoría de las zonas urbanas y altamente pobladas o en almacenamientos compartidos en pequeñas localidades. Pero el problema está en el marco normativo.

Dicho almacenamiento, no tan pequeño como un almacenamiento en el hogar, pero no tan grande como el vinculado a un gran centro de producción hoy no tienen encaje legal. Su equiparación a centro de producción no permite algo tan simple como el desarrollo de este modelo. Así, la compra de energía por parte del “acumulador” debe pagar cargos y peajes, y a la posterior recolocación y venta de esta energía entre vecinos y vecinas se le vuelven a cargos y peajes, aun cuando esta energía podría estar almacenada en el portal de un edificio de viviendas y ese kwh recorrería apenas unos metros, los que van desde el vestíbulo de la comunidad hasta la lectura del contador que podamos tener en casa.

Es por ello que me atrevo a decir que en muchos casos, las estrategias para la transición energética, y además una transición que queremos participada, necesita más que grandes titulares, buenas notas a pie de página que la faciliten. El autoconsumo, el autoconsumo compartido, el rol de las comunidades energéticas, han sido elementos determinantes, y aún no del todo resueltos para garantizar esa transición energética con participación activa de la ciudadanía.

Pero además de consolidar la generación distribuida, deberíamos abrir el capítulo del almacenamiento distribuido. La solución podría ser tan simple como homologar dicho almacenamiento distribuido a los modelos existentes en el autoconsumo compartido. Se trataría de poder acumular, para después comunicar a distribuidoras y comercializadoras los coeficientes de reparto, para que esa energía no fuese doblemente facturada. Pero eso ya el la “tecnicality” de como resolver algo que la tecnología permite hacer.

Un modelo de almacenamiento distribuido sólo tiene ventajas. Permite una mejor gestión de la red de distribución. Permite que los consumos más elevados puedan tirar de las baterías. Permite dar señales de precios que continuarán en rangos distinto en función de la hora, pero contribuyendo a que las curvas no sean tan elevada. Y permitiría que la financiación de transición, en materia de almacenamiento fuese más participada.

De ahí la propuesta: abrir el melón del almacenamiento distribuido.

Joan Herrera es Coordinador de Acción Ambiental y Energia del Ayuntamiento del Prat y fue Director del IDAE.