¿Cómo cambiaría el sistema eléctrico en España con baterías? Así podrían cubrir hasta un 28% de la demanda nocturna

El desarrollo masivo del almacenamiento energético en California, que ha vivido un boom fotovoltaico similar al español, muestra cómo se puede aprovechar la energía del sol durante la horas nocturnas Los sistemas eléctricos de España y California comparten muchas similitudes. Con una superficie y población parecida, situadas a una misma latitud del globo, ambos territorios han vivido un boom solar en los últimos años. En España, la capacidad solar instalada se ha multiplicado de 4.526 megavatios (MW) en 2018 a 31.806 MW en 2024. En California el aumento ha sido de 10.794 MW a 22.325 MW de instalaciones fotovoltaicas en el mismo periodo. Aprovechando las largas horas diurnas, tanto California como España generan cada vez más energía del sol para alimentar su demanda de electricidad. Se ve en el gráfico que está debajo: en un día promedio de abril, la franja amarilla que corresponde a la generación de plantas solares crece durante las horas diurnas. Puedes ver cómo la franja amarilla se ha ampliado mucho entre 2019 y 2025 y ahora la solar aporta durante el día más energía que el resto de fuentes juntas. La mayor diferencia radica en cómo ambos territorios han gestionado la energía del sol cuando llega la noche y se dispara la demanda de electricidad. Para llenar ese vacío, en California han instalado cientos de baterías gigantes que almacenan el exceso de generación solar durante el día para usarlo cuando oscurece. Fíjate ahora en la franja amarillo oscuro que representa la energía aportada por las baterías. ¿Ves alguna diferencia? Así ha cambiado la generación eléctrica en California vs España Promedio mensual de potencia de generación eléctrica cada 5 minutos por tecnologías en los meses de abril de 2019 y 2025 Fuente: CAISO (California), Red Eléctrica (España) El gráfico anterior muestra cómo en California y España se ha disparado el peso de las energías renovables gracias al boom de las plantas solares. En el caso del estado californiano, el despegue de las energías limpias proviene de un plan estatal (proyecto de ley SB 100) que se aprobó con el objetivo de que el 100% de la energía esté libre de emisiones en 2045. ¿Cómo? Principalmente, a través de la instalación masiva de plantas solares… y baterías. El plan se aprobó en 2018 y, desde entonces, las cosas han cambiado mucho. En un día de abril de 2019, la energía solar junto con la eólica aportaba menos del 30% de la energía del mix tanto en California como en España. A las 12.00 del mediodía podían dar alrededor de 10.000 MW en ambos territorios. En cambio, en un día promedio de abril de este año, la suma de solar y eólica ha aportado el 45% de la energía en ambos lugares. Al mediodía con máximos de hasta 19.000 MW, según los datos de Operador Independiente del Sistema Eléctrico en California (California ISO). Pero una gran diferencia llega al anochecer. En la hora pico de consumo en California, alrededor de las 19.30, cuando la población vuelve a casa del trabajo, más de una cuarta parte de la demanda en la actualidad se cubre con la energía solar generada durante las horas de luz que han almacenado las baterías. En 2019, este pico de demanda se cubría con el gas y las importaciones. En España, en cambio, durante el pico de demanda nocturno, que en la península es alrededor de las 21.00 horas, el vacío que deja la falta de sol se cubre principalmente con mayores aportaciones de las presas hidroeléctricas y las grandes centrales térmicas de gas. ¿Y por qué sucede eso? Porque el sistema español, hasta ahora, no está preparado para aprovechar la energía solar en horas sin luz, le faltan baterías. Hoy en día en España hay 25 MW de potencia instalada de baterías, mientras que en California superan los 15.000 MW y la cifra continúa en ascenso. La proyección en el estado americano es instalar 9.000 MW más en los próximos dos años y el objetivo es tener más de 50.000 MW para 2045. “En España, lo conveniente sería que durante las horas diurnas se generara todo lo que se pudiera, se almacenara en baterías, y se soltara durante la noche”, dice el experto en energía renovable, Xavier Cugat. El siguiente gráfico muestra las diferencias entre California y España: mientras los estadounidenses han acompañado el boom fotovoltaico de la instalación de cientos de baterías que ahora juegan un papel clave en el mix energético, en la Península Ibérica apenas se ha ampliado el almacenamiento en la última década. Cómo ha cambiado el boom solar el mix energético en California y España Media móvil (12 últ. meses) de generación eléctrica mensual por tecnologías desde enero de 2020 Fuente: CAISO (California), Red Eléctrica (España) “Si no hacemos que crezca el almacenamiento, lo que va a parar son también las renovables”, explica el presidente de la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL), Luis Marquina. Las baterías, por un lado, permiten trasladar la energía que se produce durante el día y que no se consume a horas de mayor demanda, cuando no hay luz solar. Precisamente, los datos señalan cómo en España la potencia fotovoltaica está infrautilizada. España generó en 2024 menos energía de sus plantas solares que California a pesar de contar con un 50% más de potencia instalada de energía fotovoltaica. “Si no crece la demanda, los curtailments [paralización total o parcial de una planta de generación por exceso de producción energética] se van a disparar, y el almacenamiento también es demanda”, explica Marquina, que defiende las baterías como herramienta para absorber más generación solar durante el día. Luis Marquina recalca que la capacidad de aportar energía de las baterías “empezó en dos horas y ahora se va a un mínimo de cuatro”, un tiempo suficiente para cubrir el pico de demanda nocturno. En California, la capacidad creciente de las baterías les permite almacenar cada vez más electricidad durante el día, para soltarla durante la noche. Cómo las baterías se cargan por el día y generan electricidad por la noche Promedio mensual del saldo neto de energía aportada y recibida por las baterías en California en cada hora del día Fuente: CAISO (California), Red Eléctrica (España) Las baterías, además, son “la salvaguarda del sistema eléctrico”, añade Marquina. “Dan firmeza al sistema, dan estabilidad, dan inercia. Tecnológicamente es una herramienta muy útil”. Cugat también subraya la flexibilidad de las baterías. “Tienen capacidad de respuesta en milisegundos, tanto para cargar como para soltar energía a la red”. Esto último las haría muy útiles si volviera a ocurrir un gran apagón. “Las baterías pueden hacer blackstar”, explica Cugat, es decir, empezar a producir energía desde cero. “Durante el apagón esto solo lo pudieron hacer algunas centrales hidroeléctricas.” Ante las principales críticas a las baterías por su vida útil (entre 10-15 años frente a los 25-30 de los paneles solares) o el impacto medioambiental de su proceso de producción (extracción de minerales y emisiones), distintos expertos la ven como la opción más viable. “A pesar de la huella ambiental de la fabricación de baterías de litio, esta tecnología es mucho más respetuosa con el clima que cualquier alternativa”, explicó Yang Shao-Horn, profesor de materiales e ingeniería del MIT en una entrevista con Climate Portal. Además, desde el sector defienden que es una tecnología en constante transformación y mejora. “Las baterías están mejorando claramente en términos de eficiencia y de disponibilidad. Primero, se les saca más rendimiento durante más tiempo. Segundo, cada vez son más seguras y tienen sistemas de autogestión de los momentos de estrés. Y por último, en precio, son cada vez más baratas y más competitivas”, explica Luis Marquina. ¿Y si se hubieran instalado baterías en España como en California? Durante el pasado mes de mayo, en las horas pico de demanda de la noche, las baterías en California aportaron de media casi 8.000 MW, cubriendo el 28% de la demanda en ese momento. De hecho, el día 20 de este mes a las 19h45 se marcó un récord: las baterías superaron por primera vez la aportación de 10.000 MW a la red, cubriendo hasta el 32% de la demanda del momento. En España, el pico de demanda nocturna en mayo, aunque un par de horas más tarde, fue similar en términos de megavatios. Por lo tanto, si en la península se instalan baterías que puedan aportar la misma cantidad de energía, podrían llegar a cubrir un porcentaje similar de la demanda. Así cubren las baterías hasta un 28% de la demanda nocturna en California Generación media mensual de la energía solar y las baterías sobre el total de la demanda energética en California y la comparación con la demanda en España Fuente: CAISO (California), Red Eléctrica (España) La época con más presencia de las baterías es en primavera y verano, cuando hay más sol, mientras que en los meses con menos horas de luz se hace más uso de otras fuentes de energía. En California, durante el invierno la quema de gas es todavía el aporte principal de energía al sistema. En España, destacan la eólica y la nuclear en los meses más fríos. Hay que mencionar también otra diferencia entre ambos sistemas energéticos. La demanda en el estado norteamericano en verano es mucho mayor en California por el uso de aires acondicionados, mientras que en invierno se consume mucha más energía eléctrica en España. España prevé multiplicar por 400 su capacidad de baterías Los datos de Red Eléctrica indican que en la actualidad hay en España 25 MW de potencia instalada de baterías y en funcionamiento, una cifra minúscula si la comparamos con los más de 15.000 MW instalados en California. Pero la previsión es crecer en la próxima década. “El rápido desarrollo de renovables eléctricas hace necesario acelerar la instalación de sistemas de almacenamiento y gestionabilidad de la demanda”, expone en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé llegar a unos 10-12 GW de almacenamiento energético en baterías en 2030. El PNIEC incluye otro tipo de almacenamiento además de las baterías, que convierten la energía eléctrica en química para guardarla durante unas horas. Son los bombeos hidráulicos, que se consideran almacenamiento ya que convierten la energía eléctrica en mecánica, aprovechando la energía en el momento en que se genera para trasladar el agua de un embalse inferior a otro superior y soltarla cuando se necesite para crear energía de nuevo. O también el almacenamiento de la solar termoeléctrica. Con la suma de todos los sistemas, el PNIEC prevé llegar hasta 22,5 GW de capacidad de almacenamiento en 2030. Para alcanzar las cifras previstas, hay instalaciones en camino. Entre las que han obtenido los primeros permisos de acceso a la red y las que lo están tramitando sumarían 26.000 MW de capacidad de almacenamiento en baterías, según los datos de Red Eléctrica. De estos, dos tercios se ubicaran en la red de transporte, es decir, a la red de alta tensión controlada por el operador de la red. El resto, en la de distribución, de más baja tensión y controlada por las distribuidoras. Pero esto es solo el primer paso. El proceso para implementar una instalación de baterías suele durar “de 3 a 4 años, entre que solicitas el punto de acceso hasta la puesta en marcha”, explica Luis Marquina. Aparte del primer permiso de acceso a la red, luego se tienen que conseguir una serie de permisos medioambientales y licencias de obra, algunos concedidos por la comunidad autónoma y otros por el gobierno central. El experto menciona que ahora mismo “hay un atasco en la administración”, causado por el auge de proyectos presentados “animados y alimentados por una ganancia rápida y muy pocas barreras de entrada”, añade. Además, Marquina explica otro problema con el que se encuentran los promotores de instalaciones de almacenamiento eléctrico: “es importante que las comunidades autónomas y los municipios ayuden a que las baterías se tramiten como instalaciones eléctricas o renovables para que se instalen en suelos rústicos, algo que sí se permite en el caso de las renovables”. Con estas perspectivas, ¿es realista el camino dibujado en el PNIEC? “Si vamos rápido con las tramitaciones y creando un marco retributivo atractivo y razonable para hacer la inversión, es posible cumplir con los plazos. Pero hace falta ser ambicioso”, dice el experto Xavier Cugat. Y es que la rentabilidad de las instalaciones podría ser uno de los factores claves para que estas aumenten. “La forma en la que las plantas fotovoltaicas se van a defender de los precios bajos en las horas solares es utilizando baterías”, piensa Marquina. “Hay que incentivar que ninguna planta fotovoltaica ni de generación renovable esté sin sistemas de generación híbrida, es decir sin baterías”, añade. Una forma de garantizar que las inversiones en esta tecnología serán rentables es la puesta en marcha del mercado de capacidades, un seguro para evitar situaciones de estrés en el sistema eléctrico. Este mecanismo, previsto en el PNIEC, es una subasta donde se contrata la capacidad de generación o almacenamiento a largo plazo. De este modo, Red Eléctrica podría garantizar la seguridad de suministro eléctrico al mantener un equilibrio entre la oferta y la demanda de energía en todo momento, haciendo uso de estas fuentes más flexibles. “El mercado de capacidades garantizará retribución a plantas que puedan ofrecer energía en cualquier momento”, cree Xavier Cugat. Lo mismo piensa Luis Marquina: “es muy importante que se consolide este año el mercado de capacidades, que es crítico porque ofrece una base de ingresos ciertos que les permitiría tener una cierta financiación y tener una base segura de ingresos”.

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