El sector renovable en general y el del almacenamiento en particular espera una resolución sobre el mercado de capacidad como una primera palanca de impulso teniendo en cuenta la situación crítica en la que se encuentra el mercado de las energías renovables. 

La fuerte incorporación de capacidad solar fotovoltaica, en conjunto con un contexto de energía hidráulica disponible nunca visto en los último 7 años, están generando que en determinadas horas del día los precios lleguen a 0 €/MWh, inclusive a valores negativos, lo que altera el flujo financiero de  los proyectos. Esto sumado a los vertidos de energía, que van en incremento.

Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition y asesor de Mercado y Regulación de la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL), confía en que próximamente se lance un borrador del mecanismo de capacidad, y que la aprobación del mismo sería el primer paso para que haya un incentivo para el desarrollo del almacenamiento.

“El mecanismo de capacidad es una de las primeras palancas que se van a activar. Principalmente tiene el objetivo de asegurar firmeza al sistema, pero inherentemente va a contribuir a absorber parte de los vertidos. Consideramos que a mediados de este año ya podríamos tener el mecanismo definido”, indica expectante Zabala en diálogo con Energía Estratégica España.

Desde hace tiempo que el sector espera por regulaciones en almacenamiento mediante baterías. Si bien actualmente el modelo de negocios para esta tecnología está en funcionamiento, ya que puede operar en el mercado diario y en servicios de balance; sin embargo, lo que hace falta es una reglamentación para su desarrollo a gran escala.

Según Zabala, teniendo en cuenta las condiciones actuales de mercado, con precios 0 €/MWh en determinadas horas del día (diurnas) y otras con valores que son atractivas (en la noche), las baterías tienen sentido para capturar energía en horas baratas y venderla en las más caras. Esto complementado con un potencial atractivo en servicios de balance derivado de una gran entrada de energía renovable, genera una oportunidad de negocio muy atractiva.   

No obstante, esta casuística aplicaría hasta un volumen de baterías en torno a 1 y 1.5 GW por el limitado volumen de estos mercados de balance, y con una gran exposición al mercado y por ende presenta grandes retos de bancabilidad. 

Luego, observa el experto, si se incorporara más potencia, empezaría a haber un efecto de canibalización en el propio mercado del almacenamiento, porque esas horas atractivas empezarían a bajar de precio, por lo que también influiría en el flujo financiero de los proyectos. “Las condiciones actuales no permiten integrar gran volumen de renovables ni mitigar los vertidos”, analiza.

Cabe recordar que el Plan Integral de Energía y Clima (PNIEC) plantea el objetivo de 12 GW de baterías para el 2030. Por su parte, el ejecutivo señala que desde la perspectiva de las simulaciones internas de Alantra Energy Transition, para ese mismo período ven una capacidad en torno a los 5 o 6 GW entre stand alone e hibridación con renovables.

“Si queremos llegar a 5 o 6 GW, o a lo que plantea el PNIEC en un escenario extremo de penetración fotovoltaica, vemos que hacen falta otros ingresos adicionales que aseguren la bancabilidad de los proyectos. Porque el mercado se canibaliza muy rápido, el negocio donde hace dinero la batería es limitado, es en los servicios de balance”, concluye.

Subasta de mercado por capacidad

Una vez que la regulación del mercado por capacidad se ponga en funcionamiento, se espera la realización de una subasta capaz de asignar proyectos de almacenamiento. 

Según Zabala, si el marco normativo se aplicará a mediados de año, de acuerdo a lo previsto, la convocatoria podría llevarse a cabo entre finales de este año y principios del 2025; y se podrían subastar entre 2 y 3 GW en los próximos años.

“Hoy contamos con experiencias a nivel europeo, con resultados de subastas de capacidad similares en otros estados miembros, horquilla de que el pago neto porque cada tecnología tiene un impacto diferente: no todos contribuyen igual a la firmeza del sistema. Entonces pago neto para batería de 2 horas podría estar entre 25 mil y 40 mil EUR/MW al año aunque esto dependería mucho de la estructura del mecanismo en términos de duración de los contratos, actualización del pago, limitaciones operativas, etc.”, agrega. Al final, esta referencia vendrá determinada del “missing money” que los desarrolladores estimen.

Subasta con almacenamiento

En la última semana la subasta renovable fue tema de debate, ya que desde el Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico (MITECO) se plantearon analizar qué criterios se deberían tener en cuenta para la misma, y se adelantó que el precio no será el único ponderable. 

Bajo ese marco, el ejecutivo de Alantra y asesor de APEIBAL destaca a la contribución a la estabilidad del sistema y la integración de renovables a la red como los puntos más importantes.

“Se podrían establecer criterios para que compitan las mismas tecnologías entre sí, o hacer una cuantificación de la parte socioeconómica de integración al sistema. Si hay proyectos fotovoltaicos sin almacenamiento no aportan porque ya hay un exceso de energía solar y la demanda es baja, lo que genera un costo extra. Si incorporas baterías o reservas cupo para tecnologías stand alone que aportan flexibilidad al sistema pues sería una manera de estructurarlo”, concluye Zabala.