Entre agosto de 2023 y julio de 2024, en nueve países de la UE la cuota solar alcanzó o superó el 80% de la demanda eléctrica horaria, incluidos los Países Bajos y Grecia, donde la generación solar superó en ocasiones el 100% de la demanda.
No obstante, aunque la participación de la generación renovable en el mix crece rápidamente en toda la UE, las medidas para proporcionar esa flexibilidad aún no se han planificado o aplicado por igual. “Como consecuencia, los precios cero y negativos son cada vez más comunes en Europa y se han dado prácticamente en toda la UE en los últimos 12 meses. En ninguna parte es esta tendencia más visible que en España, que en el primer semestre de 2024 experimentó precios cero o negativos en el 14% de las horas, frente a sólo el 1% de las horas en el primer semestre de 2023”, dice la consultora de Reino Unido Ember en su informe EU battery storage is ready for its moment in the sun, publicado la última semana de septiembre.
Luis Marquina, presidente de la Asociación de Almacenamiento de Baterías (Aepibal) en España, ha dicho a pv magazine a este respecto que «Aepibal siempre ha sostenido que los números del PNIEC los marca el despliegue de las energías renovables y que el almacenamiento es el socio necesario que se sumará con tantos GW como despliegue haya. Somos las ruedas del coche, no el coche. Si se venden muchos coches se venderán mucha ruedas. Si aumentamos los objetivos de descarbonización aumentamos por definición los objetivos de almacenamiento. Pasar a 22,5 GW es una consecuencia lógica de este crecimiento. Lo que pasa es que Parra acompasar el desarrollo de renovables y del almacenamiento que lo haga posible requiere de aún mucho esfuerzo legislativo. Queda mucho por hacer y 2030 está a la vuelta de la esquina».
En un estudio reciente, la Agencia internacional de la Energía también señala que retrasar la integración podría poner en peligro hasta un 15% de la generación fotovoltaica y eólica mundial en 2030.
“Ha llegado el momento de que todos los Estados miembros emitan señales políticas firmes y eliminen las barreras existentes para desplegar rápidamente soluciones de flexibilidad limpias junto con la capacidad eólica y solar nueva y existente”, afirma Ember.
Según los últimos objetivos oficiales y las simulaciones de Ember para el año 2030, se espera que la solar y la eólica cubran de media el 49% de la demanda total de la UE por hora, lo que supone casi el doble de su contribución media en 2023 (27%). Además, se calcula que generarán más electricidad que la demanda total de la UE en un 4% de las horas, y superarán más de la mitad de la demanda eléctrica de la UE en un 35% de las horas, frente al 3% de las horas en 2023. Esto representará una dinámica totalmente nueva en el sistema eléctrico de la UE.
La consultora calcula que, en ese año, la energía eólica y solar podría superar la demanda nacional en 183 TWh en todos los países de la UE si los países desplegaran soluciones de flexibilidad, como baterías e interconectores, podrían destinar este exceso de energía limpia a sustituir la generación de gas fósil.
Duración de las baterías
Actualmente, la mayoría de las baterías instaladas en Europa están diseñadas para cargarse y descargarse en escalas de tiempo relativamente cortas. A finales de 2023, los 16 GW de baterías que funcionan en toda la UE podrían almacenar unos 23 GWh de energía, lo que significa una duración media de unas 1,5 horas si se cargan/descargan a plena potencia. Sin embargo, en los últimos dos años se han hecho comunes los proyectos de 2 horas de duración y se espera que en un futuro a corto plazo la duración sea de 4 horas en toda Europa. Las nuevas licitaciones de almacenamiento están creando una demanda de proyectos de hasta 8 horas de duración.
Alemania es el país líder de la UE, con el 46% de la capacidad total de baterías de la UE a finales de 2023 y 9,5 GW instalados en junio de 2024. Alemania podría aumentar su capacidad de baterías hasta 11,4 GW a finales de 2024 en el mejor de los casos de apoyo político y condiciones financieras, según las estimaciones de Ember y las previsiones de mercado. Si esta capacidad de baterías se hubiera instalado ya este verano, Alemania podría haber desplazado 36 GWh de costosa energía fósil sólo durante los picos vespertinos de junio. La hulla, que suele ser el generador más caro en Alemania, podría haberse eliminado por completo de la mezcla en 12 horas, reduciendo los precios durante las horas más caras del día. Esta producción de electricidad a partir de combustibles fósiles evitada podría haber ahorrado 1,3 millones de euros en importaciones de hulla o 2,5 millones de euros en importaciones de gas fósil, dependiendo de qué combustible se hubiera desplazado.
Recomendaciones para acelerar la flexibilidad
Entre las recomendaciones de la consultora, se cuenta eliminar las barreras a la coubicación de baterías con renovables. “Debería facilitarse la instalación de energía solar y baterías detrás del mismo punto de conexión a la red, por ejemplo, modificando las normas de conexión a la red o considerando un acceso específico y acelerado a la conexión a la red para las baterías coubicadas cuando la red esté congestionada, explica, y añade que “el almacenamiento en baterías coubicadas debe tenerse en cuenta en la ordenación del territorio y la concesión de permisos, incluso a la hora de identificar zonas de aceleración de renovables”.
En ese sentido, los operadores de red deberían facilitar datos detallados y puntuales sobre el estado de la red, pues la falta de información puede retrasar las tan necesarias decisiones de inversión. Los datos clave se refieren a la capacidad de almacenamiento y la utilización, las capacidades de la red, las colas de conexión a la red y la restricción de las renovables. “Los mapas de capacidad de alojamiento de la red son una forma eficaz de comunicar esa información”, dice Ember.
Pide, también, que se apliquen cuanto antes estrategias nacionales de flexibilidad limpia, empezando por los Planes Nacionales, “ya que muchos países aún no dan señales políticas claras para acelerar el despliegue de la flexibilidad”.
Las medidas clave se enumeran en las directrices de la Comisión Europea sobre almacenamiento, y comienzan con la eliminación del “doble cobro” de las tarifas de red sobre el almacenamiento en baterías.
Pero, además de eliminar barreras, los gobiernos nacionales deberían introducir planes de apoyo específicos adicionales cuando sea necesario, como se prevé en la última reforma del diseño del mercado de la electricidad.
Debería permitirse la acumulación de ingresos para las baterías y la flexibilidad limpia en general. “Permitir múltiples flujos de ingresos abre vías al mercado, fomenta las inversiones privadas y proporciona importantes servicios al sistema”, explica.
Los gobiernos nacionales deberían eliminar los requisitos restrictivos para la participación del almacenamiento en baterías y la flexibilidad de la demanda en los mercados de capacidad y servicios de red (como la respuesta de frecuencia).
El diseño de los mecanismos de capacidad también debería promover la flexibilidad limpia, por ejemplo, reduciendo el límite de carbono.
Una generación solar y eólica más inteligente también puede desempeñar un papel importante. “Por ejemplo, añadir paneles orientados al oeste en lugar de al sur podría ayudar a alimentar con energía solar el aumento de la demanda a última hora de la tarde”, afirman.
“Las baterías, las soluciones innovadoras de almacenamiento de energía y los facilitadores de la flexibilidad del lado de la demanda (por ejemplo, los sistemas inteligentes de calefacción y refrigeración, los procesos industriales y la recarga de vehículos eléctricos) deben ser prioritarios en el nuevo Acuerdo Industrial Limpio para asegurar la cadena de valor, los trabajadores cualificados y la circularidad, beneficiando en última instancia a la economía y el empleo locales”, concluyen.
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