El almacenamiento distribuido generaría unos 1.500 millones anuales de ahorros en la factura de la luz de los españoles
El informe EBAFLEX (Electrificación, Baterías y Flexibilidad) pretende evaluar los beneficios de la flexibilidad distribuida en el sistema eléctrico, así como su impacto económico
Poner baterías detrás del contador, es decir, en los hogares, compartidas entre vecinos de una misma comunidad, incluso en un pueblo o entre varias empresas en un polígono industrial tiene muchas ventajas y podría proporcionar muchísimos ahorros a los costes del sistema eléctrico y por tanto a la factura eléctrica de todos los españoles.
El informe EBAFLEX es una iniciativa coordinada por Samso (Joan Herrera) e impulsada por UNEF, AEPIBAL, Octopus Energy, Pimec, Ampere Energy, Beeplanet, Circutor, Cegasa, Riello Solartech Spain, sonnen y TABSpain que pretende evaluar los beneficios de la flexibilidad distribuida (entendiendo la misma como la combinación de baterías descentralizadas y gestión activa de la demanda) en el sistema eléctrico, así como su impacto económico.
Además, EBAFLEX busca proponer una serie de cambios normativos que permitan hacer realidad esta flexibilidad dentro del sistema energético. Para ello se ha realizado una prospectiva del impacto en el sistema eléctrico de la flexibilidad mediante baterías y la respuesta de la demanda. En primer lugar, se han evaluado los beneficios de esta flexibilidad en el mercado mayorista, cuantificando los beneficios para diferentes niveles de penetración en la operación del sistema, el coste a los consumidores y las emisiones asociadas del sistema.
En segundo lugar, se han analizado los ahorros en inversiones necesarias en redes de distribución que se pueden alcanzar con distintos niveles de adopción de ambas tecnologías, gestión de la demanda y baterías distribuidas, escalando los ahorros obtenidos en redes representativas a nivel peninsular en España.
Para el desarrollo del estudio se han definido una serie de escenarios proyectados para el año 2030. Estos escenarios incorporan las previsiones de generación y demanda establecidas en el PNIEC y el TYNDP (Escenario a 10 años). Están construidos mediante un modelo que planifica la capacidad de generación de punta y el almacenamiento mediante baterías, y considera una penetración de gestión de la demanda dada.
Un escenario central
Este estudio lo ha realizado la Universidad Pontificia de Comillas (ICAI) y asegura que el almacenamiento distribuido junto a una gestión de la demanda podría generar unos ahorros al sistema eléctrico de cerca de 1.500 millones de euros al año.
Concretamente, en un escenario central se han considerado para 2030 un despliegue de baterías de 5 GW (centralizadas) y 1,4 GW (distribuidas) junto con una repuesta de la demanda residencial y comercial del 20%.
Con ello el resultado sería asombroso. Para el sistema se ahorrarían 1.447 millones de euros al año, o lo que es lo mismo, un 31,7%, cuantificados en ahorros en anualidades de CAPEX de tecnologías de punta (turbinas de gas en ciclo abierto) que serían unos 355 millones al año, y en costes variables del sistema: combustible, arranque/parada, O&M, emisiones y menores vertidos, unos 1.092 millones de euros al año.
Para el caso de la distribución del sistema, y con este mismo escenario, esta flexibilidad distribuida generaría para la red de distribución unos ahorros de 375 M€/año (77%), cuantificados en ahorros en anualidades de CAPEX y Operación & Mantenimiento de las nuevas infraestructuras en redes de distribución necesarias para cubrir el incremento de demanda pico esperado.
El informe EBAFLEX también incluye una serie de propuestas, elaboradas por Samso, el despacho de Joan Herrera, junto a la UPV, para que esta flexibilidad distribuida se pueda llevar a cabo en España.
Medidas fiscales
Se plantea una batería de medidas fiscales orientadas al impulso de las baterías de almacenamiento distribuido de energía eléctrica.
Las medidas fiscales propuestas incluyen: la bonificación del Impuesto de Sociedades, Impuesto a la Renta de las Personas Físicas, una reducción del IVA y una potencial bonificación del IBI.
En el caso del Impuesto de Sociedades, se plantea permitir la libertad de amortización de las inversiones realizadas en baterías eléctricas, lo que facilitaría su integración por parte del tejido empresarial.
En el IRPF, se contemplan dos posibles incentivos: por un lado, la reducción de la base imponible general en caso de instalación de baterías en viviendas, y por otro, la deducción en la cuota íntegra estatal por dicha instalación.
Respecto al IVA, se propone aplicar el tipo reducido del 10% al suministro e instalación de baterías eléctricas en viviendas dentro del marco de obras de renovación o reparación. Asimismo, se plantea extender el IVA reducido al almacenamiento vinculado al autoconsumo.
Por último, en relación con el IBI, se sugiere permitir una bonificación de entre el 50% y el 90% de la cuota íntegra para los inmuebles que incorporen sistemas de almacenamiento distribuido.
El modelo Eco de Sonnen ha copado la mitad de las ventas del trimestre.
Impacto económico
Con todo ello, también se ha realizado una estimación del impacto económico del almacenamiento distribuido en España en el horizonte 2030 y de las medidas fiscales propuestas para su impulso. Para ello han contado con la ayuda de FEGiCAT quien ha realizado las cuentas del impacto.
Según el informe EBAFLEX, alcanzar unos 4,4 GW de potencia en baterías detrás del contador entre 2025 y 2030 supondría movilizar una inversión de 3.290,70 millones de euros en total, con una contribución destacada del sector residencial (2.085,65 millones). La ocupación directa generada para alcanzar esa potencia se estima en 15.238 empleos anuales, lo que supondría una recaudación adicional por IRPF de 75,43 millones anuales.
Con todo ello, el Gobierno no notaría una reducción de sus ingresos fiscales.
El informe fue presentado en la sede del IDAE ayer y ya lo tiene en su mesa el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard.
¿Y por qué solo baterías? ¿Por qué no también bombeo reversible? ¿Por qué no también volantes de inercia? ¿Por qué no también aire comprimido? ¿Por qué no tambien geotermia? ¿Por qué no también sales fundidas? Etc, etc, etc ¿Por qué hay que seguir cayendo en la trampa del suministro y la dependencia externa cuando ya tenemos medios y tecnología propios para cubrir la necesidad de almacenamiento?
Frank
11/07/2025
Las baterías tienen una vida útil limitada en función del régimen de carga y descarga, terminada la vida útil se inicia nuevamente el ciclo de reposición de baterías con sus costos asociados. Una forma eficaz y económica es utilizar el embalse de las centrales hidroeléctricas existentes con una vida útil igual al diseño de la central. Un ejemplo simple aclara, la energía almacenada en un embalse depende de tres variables , de la densidad del agua que es constante, la aceleración de la gravedad y por último la diferencia de niveles entre el nivel actual del embalse y el nivel aguas abajo y el volumen del embalse, E (J) = r ho (kg/m3) x g (9,81 m/s2) x h (m) x V(m3). Cuando la generación eólica y fotovoltaica está a pleno las centrales hidroeléctricas disminuyen su potencia para permitir que con el caudal de aporte disponible aumente el nivel del embalse aumentando la energía almacenada que puede ser entregada a la red por los hidrogeneradores por la noche cuando no hay fotovoltaica y el costo de la energía es más alto
Frank
11/07/2025
Dice 3 variables, debe decir 4.
Miguel A. A.
11/07/2025
La pregunta de Naughty de por qué solo baterías tiene fácil respuesta. Cada uno vende su burra. El informe está hecho por EBAFLEX (Electrificación BAterías).
La prioridad de almacenamiento en España debe ser centrales de bombeo a gran escala que duran muchos años, puede almacenar grandes cantidades de energía para muchas horas y supone poco flujo de dinero en importaciones.
Empezar a importar masivamente baterías soluciona el problema de la integración de fotovoltaica pero daña la balanza de importaciones/exportaciones.
Las Baterías tienen una funcionalidad muy buena para estabilizar la red y también cubrir picos de consumo, pero su uso masivo no es el adecuado para España.
La construcción de bombeos es un proceso lento, lleno de problemas burocráticos que hacen que un proyecto lleve de 5 a 10 años o incluso caiga por el camino. Eso hará que quede un hueco para baterías más grande del modelo ideal, pues se instalan mucho antes, y pueden ir asociados o hibridados a una planta de generación fotovoltaica.
Sol Mediterráneo
11/07/2025
El éxito fotovoltaico de producción y bajo precio, nos obliga a revisar en un contexto global, todas las opciones, para seguir creciendo en energías renovables.
Creo que es el momento que nuevas personas y equipos trabajen en solucionar las carencias actuales, desde la óptica del interés general.
El primer problema que sigue incrementándose es, el retroceso significativo de la generación eólica y la falta de nueva potencia que revierta esta situación.
El motivo de esta complicación este, en los altos precios que la eólica terrestre necesita para ser rentable 65 Euros/Mwh y en la dificultad de encontrar nuevos emplazamientos.
Este contratiempo heredado sólo tiene dos opciones, subastas que acepten precios superiores a los 65 Euros/Mwh o negociar la prolongación la vida útil de la centrales nucleares aceptando precios inferiores a 65 Euros/Mwh.
Habrá que estar atentos a la próxima subasta de eólica marina, no se puede aceptar licitaciones de 500 Mw de potencia a 170 Euros/Mwh para seguir engordando la parte oscura de la factura eléctrica.
Cuando se propone la entrada de nuevos equipos de gestión, lo que se pretende es que se pronuncien claramente sobre la cuestión anterior, dilatar la toma de decisiones va en contra del crecimiento de las energías de bajas emisiones.
El segundo tema a mejorar urgentemente es el almacenaje de los crecientes excedentes fotovoltaicos y eólicos cuando se generan más de 10.000 Mwh.
Queda claro, que la primera opción es la hidráulica de bombeo y que no existe una planificación real de alternativas viables y menos un cronograma.
La falta de entusiasmo por esta alternativa, como ocurrió con el despliegue fotovoltaico, puede estar en la democratización de la energía.
Con 600 horas anuales de precios cero euros, una tubería entre embalses hidroeléctricos con grupos de bombas tiene que ser rentable.
Si técnicos y gestores no aportan iniciativas hidráulicas, la opción de baterías se incrementará.
Quedan planteadas 4 cuestiones a optimizar.
Verde Claro
12/07/2025
En almacenamiento de excedentes de electricidad, veo en la actualidad dos vías diferentes y paralelas.
Oportunidad y Rentabilidad.
El almacenamiento hidráulico de potencia significativa, sólo está al alcance de las grandes empresas energéticas.
En la política hidráulica se observa miedo o duda para planificar el futuro de los próximos diez años.
Esta semana he visitado la remozada desaladora de Marbella, que vuelve a tener una capacidad de producción anual de 20 Hm3, caudal que nos tiene que hacer optimistas, sobre la disponibilidad de agua en el futuro.
La gran incógnita es la rentabilidad de nuevas instalaciones o inversiones en hidráulica de bombeo, tema problemático teniendo en cuenta que el Mitaco y las primeras espadas energéticas están en estos momentos disgustados.
Si la oportunidad hidráulica no funciona, de lo cual todos tendremos culpa, florecerá la alternativa Baterías, que cada vez tendrán mejor precio y solucionara problemas ya existentes.
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naughty
11/07/2025