Raúl García, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (Asealen): “Necesitamos un sistema de ingresos que permita hacer financiables los proyectos de almacenamiento”

¿Cómo ha evolucionado el almacenamiento en España en estos tres últimos años?

La asociación se fundó en junio de 2020, en plena pandemia, y se puso formalmente en marcha en enero de 2021 con el objetivo de integrar cualquier tecnología de almacenamiento para acelerar la descarbonización de los sistemas. Ahora mismo somos 35 socios. En estos casi tres años, hemos tratado de participar en todas las consultas públicas, expresiones de interés y todo tipo de documentos para avanzar lo máximo posible en el desarrollo y puesta en marcha de proyectos de almacenamiento. Nos daba miedo que se volcase todo en baterías, en tecnologías de corta duración que son fáciles de implantar, donde los ratios por megavatio de potencia son cómodos, pero que no cumplen con la expectativa de energía del PNIEC. El punto de inflexión que lo ha acelerado todo se ha producido en el último año, debido al rápido crecimiento de la solar fotovoltaica, lo que nos ha llevado a una situación de alta penetración renovable, tanto en suelo como en autoconsumo que, sin embargo, no ha ido asociado a un incremento relevante de la potencia de almacenamiento. Si no desarrollamos el almacenamiento, no vamos a poder reducir la dependencia de los combustibles fósiles, no vamos a poder reemplazar toda la potencia nuclear cuando se cierren las centrales, ni tampoco podremos evacuar toda la energía que se genere, de manera que parte de ella se perderá.

¿Cuáles son los aspectos clave en los que hay que avanzar para el despliegue del almacenamiento en España?

El almacenamiento de energía es un negocio de riesgo. Lo que hace falta es tener un sistema de ingresos que te permita hacer financiables los proyectos. Por eso, es necesario que se avance lo más rápido posible en el establecimiento de un mercado de capacidad, aunque no creo que esté listo hasta finales del año que viene. Mientras tanto, una de las propuestas que planteamos desde Asealen es la aprobación de un esquema de remuneración específico para instalaciones de almacenamiento, como el del régimen retributivo específico, porque creemos que encajaría muy bien, tanto para almacenamiento stand alone como para instalaciones de generación con almacenamiento de larga duración como el de las termosolares o el de fotovoltaicas con bombas de calor de alta eficiencia o almacenamiento en aire líquido. El almacenamientos de corta duración vendrá muy bien para integrar parte del contingente fotovoltaico que viene, pero necesitamos poder poner un foco en tecnologías de seis, ocho, diez horas para que de verdad se pueda integrar la renovable de estos días de primavera, de los frentes de enero y otoño, y dar un verdadero respaldo a la generación nocturna. Otro de los puntos críticos es toda la problemática relacionada con la tramitación de la Concesión Administrativa de Aguas para su aprovechamiento hidroeléctrico. Hay ciertas indefiniciones, falta de criterios o de orden que hay que resolver ya, porque un proyecto de bombeo, en el mejor de los casos, puede tardar entre tres y cuatro años en construirse. A este respecto, hay que abrir la competencia en concesiones de agua, abrir el uso del agua y poder habilitar la compatibilidad de usos, distinguiendo o diferenciando el uso hidroeléctrico tradicional con el nuevo uso para bombeos.

Otro de los retos a los que se enfrenta el almacenamiento es la falta de capacidad de acceso disponible en la red de transporte.

Efectivamente, una limitación que es mayor cuanto mayor es el proyecto y más restricciones físicas tiene. Hoy en día, si una instalación de almacenamiento stand alone quiere solicitar un punto de conexión, compite con cualquier otra tecnología de generación, con lo cual, en el contexto que estamos, con la situación de nudos saturados, por falta de capacidad o porque están retenidos para los concursos de capacidad de acceso, es muy difícil plantear un proyecto, especialmente si es de gran potencia. Y aquí los grandes perjudicados son los grandes almacenamientos en bombeos. El problema con el que se están encontrando nuestros asociados es que, cuando inician sus tramitaciones y van a pedir un punto de acceso, se encuentran con que las capacidades que había de generación síncrona se han asignado a Módulos de Parque Eléctrico con compensadores síncronos. A los bombeos les afecta especialmente por sus condiciones geográficas, pero esta problemática también puede afectar a las plantas de biomasa, termosolares.... Toda esta situación va en contra de la lógica de esos potenciales servicios de respuesta rápida que pueden dar los almacenamientos electroquímicos para mejorar la estabilidad de la red. Si tú te encuentras que un nudo sin capacidad de acceso está congestionado, no puedes instalar en él un sistema salvo que lo hagas hibridado, y lo haces hibridado sólo si los que están quieren hacerlo. Y esta es otra de las posibilidades que se podría explorar: ver cómo se pueden flexibilizar esas opciones para que un sistema de almacenamiento pueda compartir distintos derechos de acceso y conexión. No se puede tratar al almacenamiento como una generación. Entendemos que ha sido el camino para facilitar trámites, pero en año y medio nos hemos encontrado que tenemos un problema.

¿Qué esperan del nuevo PNIEC?

Creemos que el objetivo de baterías se tiene que incrementar porque no sería coherente el avance de los proyectos que están ahora mismo con vistas a 2025-2026 con el ritmo actual. Otra cosa que tendría que fomentar el PNIEC es el almacenamiento térmico en consumos industriales, domésticos y comerciales para poder aprovechar los excedentes de fotovoltaica que se esperan a partir de 2025-2026. Debemos poner en valor la electrificación de esos consumos, que todavía son fósiles en la mayoría de los casos, bien sea con bombas de calor, una resistencia o algo que consuma electricidad y lo almacenes en esas formas de calor que son muy sencillas. Con esto equilibrarías las cargas de la red y ayudarías a descarbonizar esos consumos. Los agregadores de demanda es otro de los puntos que tiene que terminar de desarrollarse, ya que en el momento en el que el autoconsumo empiece a tener más almacenamiento, si eres un consumidor que tienes una instalación de baterías en tu perímetro, cambia radicalmente los servicios que tú puedes dar al sistema.

En el caso hipotético de que se mantuvieran las centrales nucleares, ¿éstas supondrían una competencia?

Somos un complemento. El almacenamiento es el que ajusta y el que equilibra el sistema. Si las nucleares no se cierran y hay almacenamiento, no habrá problema, seguirá habiendo una generación base que la irás trasladando y la irás moviendo. Si no tienes nucleares vas a tener que diseñar sistemas que acumulen mucha fotovoltaica para llegar seguro a las noches y llevar la energía de julio y agosto a septiembre y octubre, y ahí es donde tendrán que entrar las tecnologías de larga duración como el almacenamiento térmico, el aire líquido y los bombeos. En España tenemos grandes bombeos capaces de almacenar energía de un año para otro. Esos esquemas con grandes embalses del Estado se podrían plantear. También tenemos la regulación de la gran hidráulica para que, a partir de primavera, reduzcan su aportación a los momentos cruciales del sistema para sustituir a los combustibles fósiles en esas horas donde no hay otra cosa. Los sistemas térmicos y de aire líquido tienen a su favor un desarrollo y tramitación más sencillo, más rápido, y la posibilidad de utilizar prácticamente cualquier emplazamiento. Si se considera que la energía nuclear no emite emisiones, lo normal es que esté, pero no nos posicionamos. Si se decide cerrar, se sustituirá por otra cosa y el almacenamiento estará ahí para gestionar la energía de la manera que sea necesaria.