Invertir en almacenamiento energético, un callejón sin salida con los bajos precios del mercado eléctrico

El PNIEC 2030 prevé que, en estos próximos diez años, España aumente su capacidad de almacenamiento energético. Propone que se incorporen 3,5 GW de capacidad de bombeo hidráulico para alcanzar 9,5 GW, así como otros 5 GW de termosolar hasta sumar 7 GW, 2,5 GW de baterías de distintas modalidades y una cantidad relevante de vehículos eléctricos con sistemas V2G o 'Vehicle-to-Grid'. Sin embargo, todo ello tiene un coste y la inversión solo se conseguirá si son rentables los proyectos.

"No salen las cuentas para hacer rentable la construcción de una nueva central de bombeo", explican fuentes del sector, "los costes de inversión no dan el retorno necesario si la única vía es vender esa electricidad almacenada en el mercado mayorista, más aún cuando se espera una incorporación cada vez mayor de renovables al sistema eléctrico y con una tendencia en el pool a la baja".

Y si se quiere que haya una regulación que ofrezca alternativas para que sea una inversión rentable, habrá que esperar. El pasado 8 de abril, el Ministerio de Transición Ecológica abrió el proceso de consulta pública de la Estrategia de Almacenamiento buscando respuestas a esa misma pregunta, (posibles incentivos para impulsar su despliegue), pero el plazo para presentar propuestas está suspendido hasta la finalización del estado de alarma, lo que retrasará cualquier decisión.

Pero ¿hay alternativas? Según Carlos Albero, Global Finance Segment Leader in Energy en DNV GL, en el webinar 'Almacenamiento, una herramienta para la integración de las renovables' organizado por la Asociación Empresarial Eólica (AEE), "la financiación de proyectos de almacenamiento tiene que apoyarse desde la regulación, que debe plantear otra serie de vías de ingresos. Es necesario encontrar el acoplamiento entre lo que el sistema necesita y que la regulación permita esa inversión".

Para ello, explica lo que se hace en otros países. "En Australia, por ejemplo, se acompañaba en los términos de referencia de las subastas. Es decir, cuando se presentaba un proyecto de renovables, había que llevar a su vez una cantidad de almacenamiento y aseguraba el ingreso, y por tanto, el sistema se beneficia de esos servicios si se tiene en cuenta desde un principio", señala .

"En Reino Unido, se convocó una subastas específica de potencia o de servicio de frecuencia. En EEUU, son otros 'drivers' lo que lo incentivan, pero en lo que se centran es que el almacenamiento sea un suministro de energía firme que requiera el sistema y por lo tanto, es una cuestión de dimensionamiesto de la energía", añade.

"En general, el principal área de ingresos o potenciales de ahorro que proporciona muchos de los proyectos de almacenamiento no es la venta de energía, sino los contratos de PPA, porque sus clientes suelen ser áreas industriales, que consideran la energía como parte de su cadena de suministro, y lo que quieren es la mitigación del precio horario que impacta en su modelo de negocio. Por parte de los que invierten en nuevos proyectos de almacenamiento lo que necesitan es que esos ingresos sean predecibles en el tiempo. Hay que tener identificada ese área ingresos".

"Los proyectos de almacenamiento que conocemos que se han financiado, se han hecho con un riesgo muy bajo por parte de los 'lenders'. Casos como el de Reino Unido o Australia, ellos pueden predecir cuáles serán sus ingresos. En el caso del mercado ibérico no es así, por eso es necesario buscar la vía de ingresos que te permita que el almacenamiento estacionario sera una opción financiable".

Sin embargo, reconoce que "hay un exceso de liquidez en el mercado, ya veremos que ocurre tras la crisis del COVID-19, pero hay interés en invertir en almacenamiento, al igual que en solar o en eólica. Hay interés porque se ve como un negocio seguro y de futuro", concluye, "aunque con los precios de mercado actuales no es rentable un almacenamiento con venta a 'merchant'".

Según el último informe de la consultora DNV GL, en el entorno de 2023 será más económico adquirir un coche eléctrico  respecto a uno de combustión interna, en 2o3o el mundo alcanzará el pico de energía primaria consumida, y a partir de ahí habrá una demanda decreciente o 'flat', y para 2050 el 44% de la energía primaria del mundo estará provista por combustibles no fósiles. En definitiva, se incrementará exponencialmente la electrificación, y es ahí donde la variable del almacenamiento cobrará una enorme importancia, porque sin ellos, la integración de las renovables no se podrá llevar a cabo.